Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2 - файл n1.doc

приобрести
Гужулев Э.П. Основы современной малой энергетики. Том 2
скачать (5930.4 kb.)
Доступные файлы (2):
n1.doc8294kb.20.12.2006 19:50скачать
n2.doc808kb.20.12.2006 19:33скачать

n1.doc

1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   12
Глава первая
Оборудование водоподготовительных

установок (ВПУ) останавливает

котельную и заводы
Случаи, когда из-за неполадок с оборудованием ВПУ приходится останавливать целиком котельную и даже отдельные цехи завода, крайне редки. Приведем примеры трех случаев, когда возникли ситуации остановок.

Случай 1. На ВПУ котельной металлургического завода на Южном Урале произошел взрыв осветительного фильтра диаметром 2500 мм. Взрывом фильтр был сорван с фундамента и пролетел по воздуху 15 м, врезался в кирпичную кладку здания. При этом были оборваны трубопроводы, связывавшие данный фильтр с другим оборудованием ВПУ. Из-за упуска воды в деаэраторах пришлось срочно загасить топки котлов, и ряд цехов завода, не получая пара, вынужден был тоже в аварийном порядке остановиться. Известно, что фильтры ВПУ не являются взрывоопасными аппаратами.

Расследование обстоятельств аварии установило ее причины. Год назад этот осветительный фильтр по инициативе работников завода был реконструирован из однопоточного в двухкамерный. При этом высота фильтра была увеличена на 1,5 м путем врезки в него обечайки с одним вертикальным сварным соединением. После переоборудования фильтр был опрессован на избыточное давление 0,6 МПа. ВПУ работала по прямоточной схеме: фильтрование, двухступенчатое Na-катионирование, деаэрация в аппарате атмосферного типа. Обычно давление воды в осветительных фильтрах не превышало 3 кгс/см2. Насос исходной воды развивал давление до 5 кгс/см2, но работал с подпором из сети водоснабжения завода, где давление колебалось в пределах 1–3 кгс/см2. В деаэратор, кроме умягченной воды, периодически подавали конденсат, возвращаемый с производства. Клапан регулятора уровня воды в деаэраторе был установлен на подводе к нему воды от ВПУ.

В момент взрыва произошло неблагоприятное сочетание следующих факторов: из-за подачи в деаэратор конденсата из дренажного бака клапан на воде, подаваемой из ВПУ, полностью закрылся, давление воды в сети завода было необычно высоким (3 кгс/см2) За счет этого давление воды в фильтре поднялось до 8 кгс/см2 (0,8 МПа), и вертикальный сварной шов на сварной обечайке раскрылся. Для использования в процессах промывки к корпусу фильтра был подведен сжатый воздух при давлении до 4 кгс/см2 (из общей воздушной сети завода). На подводе воздуха к фильтру рядом с регулирующим вентилем был установлен обратный клапан, не допускавший попадания воды из фильтра в систему воздухопроводов. В период времени, предшествовавший аварии, конденсат в деаэратор не подавался, и давление воды в фильтре находилось на уровне 3 кгс/см2. Вентиль на подаче воздуха в фильтр оказался неплотным, и в корпус фильтра поступало некоторое количество воздуха. Обычно воздух из верхней части фильтра удалялся через открытый воздушник. На этот раз воздушник оказался закрытым. Воздух, накопившийся в верхней части фильтра, и превратил фильтр в реактивный снаряд с небольшой дальностью полета.

Случай 2. В одной из котельных Свердловска вышел из строя двигатель работающего насоса, который прокачивал воду через тракт ВПУ в деаэратор. Переход на резервный насос занял не более 5 мин, и упуска воды в деаэраторе не произошло. Однако вполне исправный резервный насос по непонятной причине отказался прокачивать воду через вторую ступень катионирования. Растерявшийся персонал не мог разобраться, что произошло с этим фильтром, и котельную пришлось аварийно остановить, т.к. задвижку на подводе сырой воды непосредственно в деаэратор заклинило (задвижка бездействовала несколько лет, т.к. подобных ситуаций в котельной ранее не случалось).

Причиной возникшей «непроходимости» катионитного фильтра второй ступени оказалось расплавление в его дренажной системе колпачков из карболита, которые пригодны к использованию по своей термостойкости только при температурах воды ниже 50 °С. На подводе воды к колонке деаэратора отсутствовал обратный клапан (это не предусмотрено в нормах проектирования ВПУ). При остановке насоса исходной воды давление в фильтрах ВПУ упало до атмосферного, и подогретая вода в паровом теплообменнике до деаэратора обратным ходом под давлением гидростатического столба проникла через нижнюю дренажную систему в фильтр, расплавив при этом карбонитовые колпачки. Несколько десятков литров воды с температурой порядка 60 °С оказалось достаточным для того, чтобы остановить ВПУ, котельную и часть завода железобетонных конструкций. Авария была ликвидирована за счет перемонтажа, позволившего воду после фильтров первой ступени катионирования подавать непосредственно в деаэратор.

Случай 3. В середине шестидесятых годов возникла ситуация остановки доменного цеха, причиной которой послужило следующее. Экскаватор строителей разрушил подземный трубопровод диаметром 300 мм, по которому вода из центральной ВПУ комбината подавалась на паровоздуходувную электростанцию для питания трех котлов паропроизводительностью каждого 150 т/ч, работающих при 3,0 МПа. Действующие инструкции по водно-электрическому режиму котлов требовали остановки котлов, это повлекло бы остановку и всех домен. В практике работы Магнитогорского комбината за 30 лет подобной ситуации не случалось.

По телефону Г.П. Сутоцким были даны следующие рекомендации:

– работу котлов в течение 24 ч, т.е. в период восстановления трубопровода, при жесткости питательной воды 2000 мкмоль/дм3 (норма 10 мкмоль/дм3) считаю возможной. Для этого необходимо:

– перевести котлы на сжигание только доменного газа с отключением горелок коксового газа;

– паровая нагрузка котлов не должна превышать 80 % от номинальной;

– через каждый час осуществлять продувку всех нижних точек с производительностью 30 с;

– во все котлы через дозаторы фосфата натрия подавать смесь 50 % гидроксида натрия и 50 % тринатрийфосфата, за счет чего щелочность котловой воды будет поддерживаться в пределах 5–10 ммоль/дм3.

Указанный режим был принят и выдержан. Внеплановой остановки котлов и всех домен не потребовалось.

Случай 4. В шестидесятые годы почти одновременно на ТЭЦ двух металлургических комбинатов на Урале и в Сибири произошли аварии, вызвавшие необходимость аварийной остановки ряда агрегатов.

В обоих случаях это было вызвано попаданием в котлы значительных количеств поваренной соли и своевременно не определено оперативным химконтролем по питательной и котловой воде.

На обеих ТЭЦ котлы и турбины были аварийно остановлены из-за резких снижений температуры перегрева пара котлов, работающих при давлении 3,2 МПа.

Известно, что в ПТЭ Минэнерго солесодержание питательной воды прямо не нормировалось. ТЭЦ не располагали поэтому солемерами-кондуктометрами. Солесодержание котловой воды нормировалось по косвенному показателю – общей щелочности котловой воды.

ТЭЦ имели одинаковую особенность схемы ВПУ и способов приема умягченной воды. На ВПУ имелся бак подсоленной воды, расположенный на отметке + 8,0 м над катионитными фильтрами первой и второй ступеней умягчения.

В этот бак собиралась вторая часть регенерационного раствора поваренной соли, используемой в дальнейшем для взрыхления очередного катионитного фильтра при его регенерации.

В обоих случаях умягченная вода поступала непосредственно в деаэраторы ТЭЦ и в промежуточные дренажные баки. Эти баки находились в машзале ТЭЦ на расстоянии 100–200 м от отдельного здания ВПУ и располагались на нулевой отметке.

Как показали произведенные расследования, возникновение аварийной ситуации на обеих ТЭЦ произошло аналогично.

При очередной регенерации катионитного фильтра второй ступени не была полностью закрыта задвижка, связывающая выход воды из фильтра с баком подсоленной воды.

В какой-то период времени давление умягченной воды на выходе из ВПУ оказалось ниже гидростатического давления высоты столба расположения бака и в трубопровод, связывающий ВПУ с машзалом ТЭЦ. Вместе с умягченной водой стала поступать и подсоленная вода с концентрацией хлористого натрия порядка 5000 мг/дм3.

Происшедшее при этом быстрое повышение солесодержания питательной и котловой воды и привело к вспениванию котловой воды, резкому повышению размера капельного уноса и, как следствие, к умень­шению температуры перегрева пара. Это вызвало необходимость аварийного отключения ряда турбоагрегатов.

Для исключения повторения подобных аварий на ТЭЦ были установлены на выходе умягченной воды из ВПУ регуляторы давления прямого действия «до себя» и электрометрические указатели предельно допустимого солесодержания со звуковой сигнализацией.

Важно отметить, что в обеих ТЭЦ локализация аварии была затруднена недостаточной пропускной способностью линий для непрерывной продувки котлов.

Учтя этот печальный опыт, Минэнергомаш в нормативном документе, регламентирующем водно-химический режим котлов низкого и среднего давления, предусмотрел требование для заводов-изготовителей, обеспечить отвод из котла линии непрерывной продувки расхода воды до 20 % от его паропроизводительности.
Глава вторая
Карбонат кальция задает загадки…
Образование отложений, состоящих из карбоната кальция, является одной из причин весьма частых неполадок в работе энергооборудования, в том числе и оборудования ВПУ. В некоторых из них не удается быстро раскрыть механизм происходящих при этом процессов. Опишем четыре из подобных случаев.

Случай 1. На одной из ТЭЦ Южного Урала имеются две параллельно работающих ВПУ с одинаковым составом оборудования при наличии известковых предочисток.

Однажды при посещении Г.П. Сутоцким этой ТЭЦ начальник химцеха обратился с просьбой помочь разобраться со странным явлением. В ВПУ-2 в отличие от ВПУ-1 наблюдалось интенсивное образование отложений в системе гидромешалок и дозаторов. Ярким свидетельством этому являлось наличие постоянной «прочистки» в дозаторе в виде ерша, которым операторы этой ВПУ должны были пользоваться каждую смену. Необходимость подобной «прочистки» на ВПУ-1 отсутствовала.

Обе ВПУ имели общее реагентное хозяйство подготовки известкового раствора.

Объяснить данное явление сразу невозможно, но на следующий день, находясь на ВПУ-1, было обращено внимание на то обстоятельство, что для разбавления известкового молока используется натрий-кати­ониро­ван­ная вода, а не вода после осветительных фильтров (по обычной проектной схеме).

Г.П. Сутоцкого внезапно осенила мысль, и он задал вопрос: «А какая вода для данной цели используется на ВПУ-2?».

– Исходная – ответил начальник химцеха.

Загадка была решена. Исходная вода с карбонатной жесткостью 3 ммоль/дм3 и явилась причиной наблюдаемого явления.

Отложения, состоящие из карбоната кальция, на ВПУ-2 в системе гидромешалок и дозаторов образовались за счет реакции взаимодействия бикарбоната кальция в воде, используемой для разбавления известкового молока с содержащимся в нем гидроксида кальция:
Са(НСО3)2 + Са(ОН)2 = 2СаСО3 + 2Н2О.




После небольшой переделки схемы и организации использования так же, как на ВПУ-1, катионированной воды для разбавления известкового молока, проблема была решена.

Случай 2. При приезде на Актюбинскую ТЭЦ Г.П. Сутоцкого попросили дать объяснение непонятному явлению. ТЭЦ сжигала уголь Карагандинского месторождения. Система гидрозолоудаления имела трубопровод для транспорта золы в шламохранилище протяженностью около 3 км. В начальной части трубопровода наблюдалась небольшая коррозия металла его внутренней поверхности. Этот участок трубопровода имел небольшие отложения (анализ показал, что они в основном состояли из карбоната кальция).

Конечный участок трубопровода был свободен от отложений и не имел следов коррозии.

Согласно анализам, производимым неоднократно, химический состав фильтрованной воды как в начале пульпопровода, так и в его конце был примерно одинаков. Вода имела высокую щелочность по фенолфталеину (больше 5 ммоль/дм3) и значение рН больше 12,0.

С похожим явлением к данному времени Г.П. Сутоцкий уже встречался, занимаясь водно-химическим режимом оборотных циклонов газоочисток конвертных печей, и поэтому объяснение наблюдаемому эффекту было найдено и доказано немедленно.

Вооружившись приспособлениями для «быстрого фильтрования» пробы пульпы на месте ее отбора и склянками для переноса отфильтрованных проб в лабораторию, Г.П. Сутоцкий вместе с начальником химлаборатории сделали анализ взятой пробы.

Устройством для «быстрого фильтрования» явилась большая воронка с тампоном ваты вместо фильтра.

Отбор и фильтрование производилось с длительностью не более двух минут.

Анализ проб, изготовленных таким образом, дал следующие результаты: фильтрат пульпы в начале трубопровода имел щелочность по ф.ф. = 0 ммоль/дм3, рН = 6,5; фильтрат пульпы в конце трубопровода – щелочность по ф.ф. = 5,0 ммоль/дм3, рН = 12,0.

Таким образом, был представлен следующий механизм процессов, происходящих в «мокрых» газоочистках котлов. В воде, орошающей циклоны, очень быстро растворяются кислые газы (SО2, СО2), которые резко повышают агрессивность исходной воды, нейтрализуя ее щелочные составляющие. По мере движения воды с золой пульпы по трубопроводу происходит постепенное выщелачивание из золы щелочных составляющих (в основном гидроксида кальция). В трубопроводе постепенно повышается значение рН воды. Начиная с некоторой точки, значения рН оказывается достаточным для выпадения карбоната кальция в твердую фазу.

В последней четверти трубопровода этот процесс в основном завершается (расходуются все карбонатные ионы). Высокое значение рН среды защищает металл трубопровода от коррозии.

Без «быстрого фильтрования» все эти процессы завершаются в пробах суспензий, приносимых в лабораторию. Анализ фильтрата из них фиксирует примерно одинаковые данные как по щелочности, так и по значению рН.

Изложенный механизм процесса позволил рекомендовать и метод борьбы с локальными отложениями – организацию замедления процесса кристаллизации карбоната кальция, например, за счет омагничивания пульпы или ввода комплексообразователя.

Случай 3. В начале семидесятых годов в Центральный котло-турбинный институт был послан отрезок трубы диаметром 50 мм из системы горячего водоснабжения нашего посольства в Пекине, полностью забитый плотными отложениями ослепительно белого цвета. Необходимо срочно было сделать анализ отложений и результат об их составе сообщить в Москву для передачи по дипломатическому каналу в Пекин.

Отношения нашей страны с КНР в то время были в фазе конфронтации. Снабжение советского посольства горячей водой было прекращено. Это вынудило персонал затопить собственную резервную котельную и снабжать ее водой из артскважины. Выполненный анализ отложений из трубы указал на наличие 98 % карбоната кальция СаСО3 в них.

Труднее было организовать выезд специалиста на место событий. Пока он добирался до Пекина, вновь была подана в посольство горячая вода, и работа собственной котельной не потребовалась. Неизвестно, был ли учтен в МИДе этот урок при организации резервных котельных на территории потенциально недружественных государств?

Для котлов нужна не только «мокрая», но и «мягкая» вода.

В приведенном случае карбонатная жесткость воды из артскважины оказалась на уровне 6 ммоль/дм3.

Из каждого кубометра такой воды в осадок выпадало около 250 г карбоната кальция по общеизвестной реакции термического распада его бикарбоната:

Са(НСО3)2 СаСО32О+СО2 .
Случай 4. Из-за значительных отложений на трубопроводах, отсекающей арматуре, оборудовании, приведших к аварийному состоянию физиолечебницы в г.Омске, главный врач вынужден был в 1985 г. обратиться за технической помощью в Омскэнерго, чтобы не прекращать физиолечение высокоминерализованной хлоридно-натриево-кальциевой водой, с содержанием солей до 30 г/дм3. Артскважина находилась на территории лечебницы.

Химической службе Омскэнерго было поручено произвести обследование и выдать свои рекомендации.

При первом посещении были отобраны пробы отложений, которые действительно за короткий срок эксплуатации забивали трубопроводы, и проходимость воды через трубы диаметром 100 мм практически прекращалась. Механическая очистка была невозможна.

Выполненный анализ показал, что отложения по химическому составу представляют в основном карбонат кальция СаСО3.

Благодаря имеющемуся практическому опыту по растворению различных отложений, был быстро подобран растворитель для химической очистки.

Лабораторный эксперимент химической очистки был произведен в кабинете главного врача в присутствии всех технических специалистов лечебницы. В химический стакан объемом 500 мл поставили небольшой отрезок трубки, забитой отложениями, и залили 5-процентным раствором соляной кислоты. Начался бурный процесс очистки с выделением газообразного диоксида углерода.

Итак, проблема на тот период времени была решена. Благодаря предложенному химическому реагенту, технический персонал лечебницы обеспечил работоспособность всего оборудования, а омичи продолжали лечиться высокоминерализованной водой с повышенным содержанием биологически активных веществ: иода (8 мг/дм3), брома (8 мг/дм3) и других ценных компонентов омской лечебной воды.

Глава третья
3.1. Магнитная обработка воды перестала предотвращать
карбонатно-кальциевое накипеобразование. Почему?

Для предотвращения интенсивного карбонатно-кальциевого накипеобразования в сетевых подогревателях Псковской ТЭЦ по рекомендации ВТИ в конце шестидесятых годов были установлены аппараты для омагничивания воды, изготовляемые Чебоксарским электромеханическим заводом.

Несколько лет аппараты успешно выполняли свою функцию при карбонатной жесткости подпиточной воды, находящейся на уровне 2,0 ммоль/дм3. Выпадение карбоната кальция в латунных трубах ПСВ практически прекратилось.

Однако в середине семидесятых годов эффект омагничивания исчез и возобновилось вновь интенсивное карбонатно-кальциевое накипеобразование. При изучении данного вопроса на месте было обнаружено, что на ТЭЦ сохранился практически неизменным режим омагничивания воды, температурный и гидравлический режим работы теплофикационной установки. Неизменной оставалась и карбонатная жесткость воды из реки Великая. Было, однако, обращено внимание на существенное снижение в исходной воде концентрации органических веществ. Перманганатная окисляемость воды, находившаяся многие годы на уровне 18–20 мг/дм3 О2, в последний период времени упала до пределов 8–10 мг/дм3 О2. Это произошло в результате прекращения использования реки Великая для «сплава» древесины. Как правильно указывал Г.Е. Крушель еще в пятидесятые годы, мощным фактором сдвига равновесия реакции термического распада бикарбоната кальция, его карбоната является концентрация в воде органических веществ. Вместе с прекращением «сплава» на реке Великая Псковской ТЭЦ, помимо магнитной обработки воды, пришлось внедрить мероприятия по снижению абсолютного значения ее карбонатной жесткости.
3.2. Как предупредить отложения
и коррозию в небольших водогрейных котлах

В различных отраслях народного хозяйства эксплуатируются десятки тысяч чугунных котлов небольшой тепловой мощности (до 1 Гкал/ч). В котельных, оборудованных такими котлами, зачастую отсутствуют необходимые условия для организации достаточно сложной водоподготовки в соответствии с ПТЭ и обслуживающий персонал высокой квалификации. Борьба с накипеобразованием здесь ведется путем периодической очистки поверхностей нагрева. Нередко возникает необходимость в полной замене секций труб котлов в период очередных ремонтов. Все это снижает надежность и экономичность теплоснабжения производственных и коммунальных объектов.

В подавляющем большинстве случаев (при исходной воде с карбонатной жесткостью больше 1–2 ммоль/дм3) работы котлов доминирует образование отложений на внутренних поверхностях нагрева. Это происходит вследствие протекания термолиза гидрокарбонатов кальция с образованием малорастворимого в воде карбоната кальция.

Потенциальная накипеобразующая способность воды по карбонату кальция обычно оценивается (с некоторой степенью приближения) по значению карбонатной жесткости воды ЖК. В паровых котлах, в которых происходит высокое концентрирование солей в котловой воде, все малорастворимые химические соединения, в том числе и карбонат кальция, практически полностью переходят в твердую фазу в пределах котла.

В водогрейных котлах испарения воды не происходит, поэтому реакция термолиза бикарбоната кальция в пределах котла протекает лишь частично. Степень завершения процесса термолиза зависит от ряда факторов, основными из которых является значение карбонатной жесткости ЖК и температура воды. В этих условиях важное значение имеет скорость данной реакции, которая существенно зависит от «солевого букета» воды и особенно от концентрации в ней органических веществ, обычно косвенно определяемой как перманганатная окисляемость.

При изучении условий термического распада гидрокарбонатных солей кальция и магния в зависимости от окисляемости воды ОК для температуры 40 °С была установлена предельно-допустимая карбонатная жесткость



Согласно ПТЭ, для воды с окисляемостью не меньше 6 мг О2/дм3 при температуре 115 °С допускается = 0,3 ммоль/дм3.

Существенного снижения скорости термолиза бикарбоната кальция можно достичь, применяя предварительное омагничивание воды. При этом значение можно увеличить не менее, чем на 0,5 ммоль/дм3.

Обобщая приведенные данные, а также учитывая соответствующий опыт эксплуатации, можно предложить следующий комплекс мероприятий по борьбе с образованием отложений карбоната кальция в водогрейных котлах без реагентной обработки подпиточной воды:

– организация работы с минимальным подогревом воды при круглосуточной регенерации температуры сетевой воды на выходе из котла;

– использование воды с наибольшей окисляемостью и минимальной жесткостью при наличии нескольких водоисточников;

– применение, в случае необходимости, магнитной обработки воды с использованием результатов расчета по номограмме.

Эта программа позволяет решать различные задачи как при проектировании котельных с водогрейными котлами, так и при организации их рациональной эксплуатации

– для заданной температуры сетевой воды к известной ее окисляемости определять предельно допустимое значение;

– при известном качестве подпиточной воды по и окисляемости устанавливать предельно возможную температуру подогрева сетевой воды.

Если значение исходной воды, найденное по номограмме, окажется в нижней ее области – до наклонной прямой, соответствующей окисляемости 5 мгО2/дм3, следует опасаться электрохимической коррозии металла труб, а не протекания реакции термолиза бикарбоната кальция. При значениях, расположенных в этой зоне, не следует использовать водогрейные котлы из стальных труб, которые примерно на порядок менее устойчивы к протеканию коррозийных процессов по сравнению с чугунными котлами. Однако последние обычно имеют менее удобную, чем агрегаты из стальных труб, конфигурацию для производства механических или кислотных очисток (с использованием соляной кислоты), чугун приобретает хрупкие свойства. Область преимущественного использования стальных котлов располагается на номограмме выше наклонной прямой, соответствующей наиболее высокой окисляемости исходной воды.

При температуре сетевой воды 70 °С и > 4 ммоль/дм3 изложенный метод не позволяет в необходимых размерах предотвратить карбонатно-кальциевое накипеобразование. Для указанных относительно немногочисленных случаев, обычно характерных для воды артезианского происхождения, следует рекомендовать двухконтурную схему теплоснабжения с минимальным размером подпитки первого циркуляционного контура, в котором работает водогрейный котел. При такой схеме потребители получают воду и тепло из второго контура через водяной теплообменник с прямыми трубами, удобными для периодической очистки.

Обследования ряда котельных показали, что интенсивное накипеобразование и коррозия чаще всего происходят вследствие периодического превышения среднего значения температуры сетевой воды в моменты сокращения расхода воды и тепла потребителями. Поэтому в тепловой схеме установок с пиковым теплопотреблением весьма важно иметь буферные баки горячей воды. Такие баки, в частности, рекомендуется предусматривать в проектах теплоснабжения установок, получающих исходную воду с меньше 1 ммоль/дм3 (по условиям коррозии) или больше 3 ммоль/дм3 (по условиям накипеообразования). В ряде случаев интенсивное протекание процессов накипеобразования и коррозии является следствием возникновения в котле зон с «пристенным кипением». Для предуп­реждения этого нежелательного явления следует поддерживать скорость движения воды в трубах стального котла во всех режимах эксплуатации не ниже 1 м/с.

Соблюдение изложенных условий организации водно-химического и теплотехнического режимов водогрейных котлов позволяет осуществлять их работу без интенсивного накипеобразования и коррозии для большинства поверхностных водоисточников с общим солесодержанием до 300 мг/дм3.

Приведенные закономерности и рекомендации основаны на статистических данных. Поэтому в ряде случаев в конкретных условиях эксплуатации отдельных энергоустановок, особенно при солесодержании исходной воды выше 300 мг/дм3, возможны некоторые отклонения, требующие принятия дополнительных мер по рекомендациям наладочных организаций.
3.3. Какие соединения железа осаждаются

в водогрейных котлах?

Длительное время, вплоть до восьмидесятых годов, в России соединения железа как накипеобразователи в подпиточной и сетевой воде не нормировались. В ПТЭ (изд. 13-е) считалось необходимым, чтобы в под­пи­точной воде отсутствовали взвешенные вещества (меньше 5 мг/дм3), и определенные пределы (в зависимости от температуры сетевой воды и анионового состава) не превышала ее карбонатная и общая жесткость.

Ряд случаев из практики эксплуатации водогрейных котлов заставил пересмотреть указанную точку зрения. Приведем два случая, исследованные НПО ЦКТИ в течение последних лет.

Случай 1. На одной из крупных ТЭЦ, где установлены водогрейные котлы КВГМ-160, для питания теплосети с непосредственным разбором горячей воды использовалась невская водопроводная вода с карбонатной жесткостью 0,4 ммоль/дм3 и содержанием соединений железа около 500 мкг/дм3.

При очередных ремонтах котлов в экранных трубах обнаруживались довольно интенсивные отложения (до 1000 г/м2), почти целиком состоящие из оксидов железа и практически без присутствия в них солей жесткости. Вместе с тем, данными эксплуатационного химконтроля не улавливался факт осаждения соединений железа в тракте котла. Были произведены исследования на действующем котле с определением концентрации общего содержания соединений железа и его магнитной составляющей. При этом был получен неожиданный результат: на входе сетевой воды в котел содержание магнитных соединений железа находилось на уровне 20 % от их общего количества. На выходе же из котла в сетевой воде магнитные соединения железа отсутствовали. Одновременно из котла вымывалось некоторое количество немагнитных соединений железа, и общее их содержание по анализу на выходе из котла практически не изменялось.

Случай 2. В промышленно-отопительной котельной одного из предприятий на Кольском полуострове в конце восьмидесятых годов было установлено несколько водогрейных котлов типа КВГМ-30. Исходная вода из озера Иматра имеет весьма низкую карбонатную жесткость (0,3 ммоль/дм3) и значительное количество в ней соединений железа (около 1000 мкг/дм3).

С момента пуска в котельной возникли большие трудности. В течение одного отопительного сезона гидравлическое сопротивление тракта котла возрастало с 0,1 МПа до 0,3–0,4 МПа. Уже через один сезон эксплуатации котла потребовалась кислотная промывка его поверхностей нагрева.

При изучении объекта на месте с вырезкой образцов труб было установлено, что входные змеевики котла страдают от интенсивной кислородной коррозии, как результат плохой работы вакуумного деаэратора. Однако на этом участке тракта котла оксиды железа не осаждаются, а транспортируются дальше и выпадают в зоне более высоких температур и одновременной более низкой скорости движения сетевой воды. Оказалось, что отдельные трубы меньшего диаметра занесены оксидами железа почти полностью. Котел пропускал «транзитом» соединения железа, присутствовавшие в исходной воде, но почти полностью задерживал «собственные» оксиды железа, образующиеся в первом ходе воды по тракту котла.

В нормативном документе Минэнергомаша нормирование соединений железа в подпиточной и сетевой воде введено в 1981 г. Издание 14-е ПТЭ Минэнерго с 1989 г. также предусматривает соответствующее введение норматива по данному показателю качества сетевой воды.
3.4. В трубках ПСВ образуются отложения

из силиката магния
ГРЭС обеспечивает теплом и горячей водой из открытой системы водоразбора существенную часть г. Екатеринбурга. До 1985 г. водоисточником ГРЭС было Исетское озеро. Особенностью воды из этого источника являлось наличие серусодержащих органических веществ (перман­ганат­ная окисляемость до 20 мг/дм3 О2). В результате частичного термолиза в ПСВ вода у потребителей имела сильный специфический запах сероводорода, вызывавший недовольство населения.

Согласно специально проведенным предварительным исследованиям, для устранения неприятного эффекта было предложено в систему водоподготовки добавочной воды ввести фазу ее коагуляции с целью снижения перманганатной окисляемости до уровня 6 мг/дм3 О2. Соответствующий проект коренной реконструкции системы водоподготовки был выполнен УАТЭП, и ВПУ производительностью 5000 м3/ч в 1985 г. была введена в эксплуатацию. Одновременно был осуществлен перевод питания ВПУ из другого водоисточника (река Уфа).

В связи с более высокой карбонатной жесткостью воды в новом водоисточнике (до 1,5 ммоль/дм3) при карбонатном индексе до 2,5 (ммоль/дм3)2 в схему ВПУ была включена и фаза частичного умягчения воды методом ее Н-катионирования с голодной регенерацией. После перехода на новый водоисточник и включения в постоянную работу ВПУ специфический запах в горячей воде исчез. Однако при этом в трубных системах ПСВ резко усилился процесс образования отложений и одновременно участились случаи коррозионных повреждений трубопроводов. Указанные недостатки снизили надежность эксплуатации теплофикационного комплекса и его экономичность.

Как показало изучение вопроса сотрудниками НПО ЦКТИ на месте, отложения, состоящие в основном из карбоната кальция, образовались в ПСВ из-за незавершенной наладки ВПУ. Даже в среднеквартальном разрезе карбонатная жесткость умягченной воды колебалась в широких пределах (0,6–1,4 ммоль/дм3), а карбонатный индекс в диапазоне 0,6–2,5 (ммоль/дм3)2. В то же самое время, согласно нормам для сетевой воды с температурой 160 °С при рН равном 8,5, не рекомендуется значение карбонатной жесткости выше 0,75 ммоль/дм3. Карбонатный индекс воды не должен превышать 1,0 (ммоль/дм3)2.

В конце 1988 г. качество сетевой воды как по карбонатной жесткости, так и по карбонатному индексу было доведено до пределов норм. Однако судя по росту температурного напора в ПСВ, в последующем отопительном сезоне отложения в ПСВ продолжали образовываться. При вскрытиях их по окончании отопительного сезона 1988–1989 гг. в трубах в ПСВ, действительно, вновь были обнаружены довольно интенсивные отложения. Но состав их коренным образом изменился. Отложения во всех ПСВ в основном состояли из силиката магния при эквивалентно-весовом соотношении:

.

Такое соотношение имеет минерал серпентин 3MgO·2SiO2·2H2O. Ни в одном нормативном документе страны содержание магния в сетевой воде не нормируется. Концентрация кремнекислоты ПТЭ Минэнерго допускается до 50 мг/дм3, а ОСТ Минэнергомаша – до 30 мг/дм3. Фактическое содержание SiO2 в условиях данной ГРЭС не превышает 15 мг/дм3.

Образование серпантина требует помимо Mg2+и - также присутствия гидроксильных ионов , т.к. реакция идет по уравнению:

,

рН подпиточной воды в ГРЭС находится на уровне 8,7–9,0, при котором в воде гидроксильные ионы отсутствуют.

Было, однако, обращено внимание на то обстоятельство, что на ГРЭС для повышения рН подпиточной воды до значения 9,0 в последнее время введено подщелачивание воды раствором гидроксида натрия. Концентрированный раствор NaOH плунжерным насосом-дозатором вводился в трубопровод очень большого диаметра (1000 мм). Специальный смеситель в трубопроводе отсутствовал, а степень турбулизации в нем воды была незначительной. В этих условиях в ПСВ периодически попадала вода с высоким значением рН и наличием в ней гидроксильных ионов.

Другим фактором, способствовавшим образованию серпантина, было использование для умягчения воды Н-катионирования с голодной регенерацией. При этом методе в конце каждого фильтроцикла происходило обогащение воды магнием за счет лучшей поглощаемости катионитом кальция.

Для предотвращения образования силикатно-магниевых отложений в ПСВ ГРЭС было рекомендовано прекратить подщелачивание деаэрированной воды (достаточное значение рН равное 8,5–8,6 поддерживать за счет улучшения работы деаэраторов). Фазу Н-катионирования на ВПУ заменить подкислением воды серной кислотой перед буферными нерегенерируемыми фильтрами.
3.5. Как взрываются деаэраторы?
Взрыв деаэратора высокого давления – событие исключительное.

Аппараты эти подведомственны Госгортехнадзору.

Деаэраторы атмосферного типа, не подлежащие действию контроля Госгортехнадзора, взрываются довольно часто. Происходит это несмотря на то, что аппараты работают при весьма низком избыточном давлении порядка 0,03–0,04 МПа.

В начале шестидесятых годов на Урале в течение одного года про­и­зош­ли три взрыва струйных деаэраторов атмосферного типа. Во всех случаях удивил характер и местоположение разрушения – произошел отрыв крышки цельносварной колонки. При этом разрушение произошло не по сварному соединению, а несколько ниже его, на участке непосредственно над верхней распределительной тарелкой.

Сходными для всех трех случаев явились и следующие обстоятельства: деаэраторы имели только один предохранительный гидрозатвор, выполнявший при этом и функции переливной трубы; на деаэраторы подавалась умягченная вода с повышенной агрессивностью из-за наличия в ней свободного диоксида углерода (углекислоты).

При обследовании специалистами Уралэнергочермета деаэраторов после их разрушения выявилось наличие существенного утонения металла в зоне отрыва за счет углекислоты – кислородной коррозии (снижение толщины листа металла примерно на 50 %).

Из-за недостаточно совершенной работы регуляторов давление в деаэраторах поднималось выше допустимого. В аварийных ситуациях этот момент совпал с периодом перепитки деаэраторов.

Гидрозатвор в такой период работал в качестве переливной трубы, и выход через него пара был невозможен.

Для предупреждения возможности повторения подобных аварий всем владельцам подобных аппаратов Уралэнергочерметом было рекомендовано:

– оснастить деаэраторы раздельными гидрозатворами для выхода пара (высота замыкающей петли 3 м) и для избыточной воды (высота замыкающей петли 4 м);

– при ежегодных ремонтах проверять толщину металла на участке, где углекислотно-кислородная коррозия протекает наиболее интенсивно;

– наладить работу регуляторов уровня и давления.
3.6. Как спасти трубопроводы умягченной воды

от коррозии?
С таким вопросом к Г.П. Сутоцкому обратился С.М. Андоньев в середине шестидесятых годов.

В то время по разработкам С.М. Андоньева, удостоенным Государственной премии, на многих Украинских металлургических заводах широко внедрялись системы испарительного охлаждения в металлургических печах. Для данной цели в мартеновские, прокатные, доменные цехи с расширяемых ВПУ ТЭЦ по трубопроводам с протяженностью, достигавшей нескольких километров, начала подаваться умягченная вода.

Через два-три года в этих системах, однако, в условиях высокой степени минерализации исходной воды (особенно в Донбассе) обнаружилась интенсивная кислородная коррозия, дезорганизовавшая работу соответствующих цехов.

После обдумывания данного вопроса Г.П. Сутоцкий предложил С.М. Андоньеву организовать на ТЭЦ заводов не только централизованную ВПУ, но и осуществлять термическую деаэрацию всего потока умягченной воды, направленной внестанционным потребителям.

Это предложение было принято и, начиная с середины шестидесятых годов на десятках металлургических, а затем химических и нефтехимических заводов, были запроектированы, построены и введены в эксплуатацию различные варианты центральных деаэраторных установок.

Наиболее удачным вариантом при этом была деаэраторная установка, реализованная на Южно-Тагильском металлургическом комбинате.

По этому варианту:

- деаэраторы для внестационных потребителей (котлы-утилизаторы, системы испарительного охлаждения, охладители конверторного газа) были установлены на ТЭЦ и включены по пару параллельно деаэраторам ТЭЦ (для котлов к теплосети);

- деаэраторы для внестанционных потребителей оснащены водо-водяными регенеративными теплообменниками, позволяющими направлять к ним деаэрированную и охлажденную до 60 °С воду;

- для умягченной и деаэрированной воды непосредственно по ВПУ ТЭЦ организовано ее аминирование за счет ввода дозаторами раствора сульфата аммиака (доза по аммиаку 3 мг/дм3).

Подобная обработка воды позволила продлить срок службы трубопроводов до 15–20 лет.

Ввод аммиака резко снижал коррозионную агрессивность конденсатора пара, вырабатываемого котлами-утилизаторами и системами испарительного охлаждения.

Персонал металлургических цехов освобождался от несвойственных для него функций операторов ВПУ и деаэраторных установок. При работе в схеме параллельно с деаэраторами ТЭЦ надежность работы деаэраторов для внестанционных потребителей существенно возрастала.
Глава четвертая
4.1. Соотношение концентраций ионов в исходной воде

определяет агрессивность котловой воды
На одной из ТЭЦ, работающей в Донбассе, эксплуатировались в течение 12–20 лет восемь котлов ТП-100 при давлении 15,5 МПа. В начале восьмидесятых годов на ТЭЦ участились случаи хрупких повреждений экранных труб. В котлах сжигался антрацит с добавкой мазута. Теплотехнический режим и ВХР всех котлов был примерно одинаковый. Тем более странным явилось то обстоятельство, что хрупкие повреждения экранных труб (5–22 повреждений в каждом котле) имели место только на четырех блоках из восьми (станционные номера блоков 8, 11, 12, 14). Остальные блоки (станционные номера 9, 10, 12, 15) повреждений не имели. Удельное количество отложений перед кислотными очистками на всех котлах лежало в одинаковых пределах 250–300 г/м2. При более детальном изучении данной ситуации было обращено внимание на существенное отличие химического состава отложений в «повреждающихся» и «не повреждающихся» котлах. У «повреждающихся» котлов суммарное содержание оксидов кальция и фосфатов находилось на уровне 30 %, а у «не повреждающихся» обычно не превышало 10 %.

Преимущественное попадание солей кальция в повреждающиеся котлы явилось следствием худшей гидравлической плотности конденсатора турбин на соответствующих блоках (латунные трубки на них не были еще заменены трубками из сплава МНЖ-5). Дальнейшее развитие событий определила важная особенность охлаждающей воды из реки Северный Донец. Вследствие расположения вверх по течению этой реки химических предприятий, сбрасывающих сточные воды, в ох­лаждающей воде конденсаторов периодически устанавливается соотношение концентраций отдельных ионов, характеризуемое следующим неравенством:

.

При наличии присосов охлаждающей воды в конденсаторах турбин вода подобного состава проникает в котел. Бикарбонатный ион при этом гидролизуется до гидроксидного. В условиях фосфатирования котловой воды тринатрийфосфатом гидроксидные ионы расходуются:

– на осаждение Са2+ в виде 3Са3(РО4)3·Са(ОН)2;

– осаждение Mg2+в виде Mg(OH)2;

– нейтрализацию кислот, образовавшихся от термолиза аммонийных солей.

Недостаток гидроксильных ионов вызывает соответственно возрастание концентрации водородных ионов, и рН котловой воды понижается.

Процессы осаждения и гидролиза происходят наиболее интенсивно непосредственно у горячих стенок металла под слоем уже образовавшихся отложений с пониженной теплопроводимостью. Именно на этих участках происходит образование «кислых зон». Водородные ионы при достаточно длительном действии на напряженный металл вызывают межкристаллитную коррозию и охрупчивание. Водородные ионы деионизируются до атомов, а последние, проникая в образующиеся микротрещины, способствуют дальнейшему разрушению металла.

При наличии достаточно высокой температуры металла под слоем отложений возможен и метанно-водородный механизм его разрушения. Следует отметить, что значение рН у «средней» котловой воды, фиксируемое анализами, не может дать правильную оценку фактической концентрации водородных ионов в пристенных его участках под слоем отложений.

ТЭЦ было рекомендовано осуществление фосфатирования котловой воды смесью тринатрийфосфата и гидроксида натрия с поддержанием значения рН «средней» котловой воды на уровне 9,5.
4.2. Почему «горели» трубы только заднего экрана?
На одной из Литовских ТЭЦ установлены котлы типа ТГМЕ-464 с паропроизводительностью 500 т/ч, работающие при давлении 15,5 МПа. С момента пуска первого котла в 1979 г. и до последнего времени в экранных трубах периодически образуются отдулины и свищи, связанные с возникновением аварийных ситуаций, обстоятельства были не ясны для персонала ТЭЦ до привлечения НПО ЦКТИ для расследования причин указанных повреждений.

– Почему подобные аварии отсутствовали на близких по конструкции и условиям эксплуатации котлах БКЗ-420 и ТГМЕ-206, установленных на двух других ТЭЦ Литовэнерго?

– Почему выходили из строя трубы только заднего экрана?

– Почему в отдельных трубах экранов отложения имели существенно отличающийся состав?

Ответ на первый из поставленных вопросов был получен довольно скоро. Оказалось, что на ТЭЦ с котлами ТГМЕ-464 качество питательной воды по некоторым ингредиентам было существенно хуже, чем на других ТЭЦ Литовэнерго (по соединениям железа, меди и солям жесткости).

Сложнее было объяснить, почему от отложений выходили из строя только трубы заднего экрана. В котле ТГМЕ-464 горелки установлены именно на этом экране, а при такой компоновке наибольшее тепловосприятие обычно имеют экранные трубы фронтового экрана. Ответ на этот вопрос был получен при исследовании теплотехнического режима котла с зачеканкой в отдельных трубах заднего экрана термопар. Оказалось, что в отличие от других ТЭЦ, где установлены котлы данного типа на данной ТЭЦ, не используется рециркуляция дымовых газов в мазутные горелки. Это снижает «дальнобойность» факела, повышает температуру в его ядре и приводит к необычно высоким теплонапряжениям труб, расположенных в отдельных зонах задней части топки.

Наиболее сложно было дать ответ на последний из трех вопросов. В большинстве случаев, состав внутри котловых отложений во всех трубах данного котла имеет примерно одинаковый химический состав. Обычно он является характерным и для всех котлов ТЭЦ, работающих при одинаковом ВХР. На данной ТЭЦ состав отложений существенно различался даже в трубах одного и того же заднего экрана. Это было тем более странным, так как в конструкции котла имелись общие водоспускные трубы для всех экранов правой и левой сторон котла.

Во всех трубах были обнаружены значительные количества соединений железа (до 50 %) и в то же самое время в отдельных из них имелось до 30 % меди и цинка, на других – до 30 % кремнекислоты и меди, а в третьих – до 20 % солей кальция и магния при небольшом содержании фосфатов. Ключ к разгадке данного явления был найден в обнаружении периода работы котлов ТЭЦ с грубейшими нарушениями щелочно-фосфатного и гидразинно-аммиачного режимов. К тому же в чистом отсеке барабана котла имелся химический перекос. Раствор фосфата натрия вводился в котел периодически и распределялся по длине барабана неравномерно. В конденсаторах турбин периодически возникали и своевременно не устранялись присосы охлаждающей воды. Если в один из таких периодов в котел попадали соли жесткости, то в половине котла, где в данный момент был недостаточный избыток фосфатов, возникали отложения с высоким содержанием солей жесткости и кремнекислоты.

Если на блоке нарушался гидразинно-аммиачный режим и этот момент совпадал с вводом его после ремонта крупного теплообменного аппарата с латунными трубками, то в котел поступало большое количество оксидов меди. В экранных трубах длиной половины котла с пониженным значением рН при этом выпадала металлическая медь.

Описанные и другие ситуации, связанные с нарушениями при эксплуатации данной конструкции котла для его заднего экрана, возникали вследствие наличия в нем промежуточного коллектора. Наличие промежуточного коллектора приводит к несколько отличным скоростям циркуляции, в отдельных трубах экрана может происходить даже и опрокидывание циркуляции. Интенсивность образования отложений в существенной мере зависит от скорости движения воды или пароводяной смеси по трубе.

Для предупреждения образования отдулин в трубах заднего экрана ТЭЦ было рекомендовано ввести предусмотренную проектом котла рециркуляцию топочных газов в горелки и привести ВХР в соответствие с требованиями ПТЭ Минэнерго. Сказанное в первую очередь относится к режиму фосфатирования котловой воды. Для ликвидации химического перекоса в котловой воде чистого отсека рекомендовано было организовать непрерывный ввод раствора фосфатов натрия в барабан котла, а для улучшения его распределения по длине барабана – дополнительное разбавление раствора фосфата натрия, подаваемого в барабан, питательной водой.
4.3. Как удалять из экранных труб

органо-железистые отложения?
Лучшим растворителем внутрикотловых отложений в котлах высокого давления, обычно состоящих в основном из оксидов железа, является соляная кислота. Практикой последних десятилетий установлено, что при наличии в отложениях значительного количества меди (выше 10 %) для получения необходимой эффективности процесса реагентной очистки, ее целесообразно проводить двухстадийно, используя в первой фазе какой-либо окислитель (например, персульфат аммония) для перевода металлической меди в хорошо растворимый в кислоте оксид меди-2.

В случае наличия в отложениях более 10 % кремнекислоты к соляной кислоте следует прибавлять фтористые соли (например, бифторид аммония). На одной из ТЭЦ г. Ленинграда в парогенераторах с принудительной циркуляцией (ВПГ-120) для борьбы с образующимися отложениями использовалась композиция на базе органической кислоты (малеиновой) и комплексона (трилона Б) с добавкой ингибитора (каптакса) и смачивателя (ОП-10).

Процесс промывки осуществлялся с помощью штатного циркуляционного насоса при температуре 140 °С, которая достигалась в котле за счет работы одной из горелок. Подобный режим реагентной промывки удалял отложения только примерно на 50 %, а после некоторого периода времени полностью перестал быть эффективным. Был сделан анализ внутренних котловых отложений, специфической особенностью их состава оказалось весьма высокое содержание органических веществ.

В лабораторных условиях был испробован весь арсенал известных методов промывки, однако ни один из них не дал необходимого эффекта. Органические вещества, точнее продукты их термолиза блокировали доступ растворителей к неорганическим составляющим отложений. В лабораторных условиях был опробован термический метод предварительного выжигания органических составляющих. Оказалось, что этот процесс проходит эффективно, но требует подогрева отложений до температуры около 400 °С. Возник вопрос, можно ли подвергнуть металлическую часть котла и особенно его барабан воздействию такой температуры. Металл барабана котла, согласно его проекту, допускает работу при температуре около 350 °С. Дополнительные расчеты показали, что подъем температуры металла барабана до 400 °С во время процесса выжигания органической части отложений всей металлической части котла возможен. Необходимо только не допускать местные температурные перепады более 50 °С.

В высоконапорном парогенераторе топка работает под давлением около 0,6 МПа. Такое же давление имеют и топочные газы. Это облегчает решение проблемы. Был осуществлен подвод топочных газов в парогенераторе (через коллектор на напоре циркуляционных насосов). Из парогенератора была удалена вода. Отходящие газы от соседнего парогенератора с температурой 400 – 450 °С в течение шести часов пропускались через его трубную систему. После этой операции отложения превратились в пылеобразное состояние. В них почти полностью исчезли органические вещества.

Последующая реагентная промывка упомянутой ранее композицией приводила к полному удалению отложений. Указанный комбинированный метод используется на ТЭЦ и в настоящее время. Два обстоятельства оказались решающими в объяснении причин, почему на ТЭЦ образуются отложения со столь высоким содержанием органических веществ. ТЭЦ работает при полном отсутствии возврата конденсата (на 100 % используется обессоленная вода), и ВПУ работает по схеме двухступенчатого обессоливания без предварительной коагуляции воды.
4.4. Химические «перекосы» в котловой воде
Одним из недостатков барабанных котлов без ступенчатого испарения, изготовляемых большинством зарубежных фирм, является наличие в них неорганизованных химических «перекосов» качества котловой воды по ширине топки (по длине барабана).

У нас в стране все котлы высокого давления изготовляются в варианте со ступенчатым испарением. Конструкция этих котлов создает в их котловой воде организованные химические «перекосы» по длине барабана. Часть обоих боковых экранов (4–6 % от общей поверхности экранов) выделяется в так называемые «солевые отсеки», где общее солесодержание котловой воды за счет их непрерывной продувки поддерживается на уровне в 5–6 раз выше, чем в остальных контурах котла, образующих «чистый отсек».

Наличие ступенчатого испарения создает в котле организованный проток котловой воды по длине чистого отсека (от середины барабана к его обоим торцам). Это препятствует созданию зон местного концентрирования котловой воды в какой-либо части ее по длине барабанов.

Однако и такое конструктивное решение полностью не гарантирует персонал от возникновения локальных зон ненормальной работы котлов при нарушении штатных условий их эксплуатации.

Проиллюстрируем это положение описанием трех случаев из практики.

Случай 1. В начале семидесятых годов на одной из ТЭЦ Белорусэнерго с котлами ТМ-84 на участках экранных труб в чистом отсеке котла с максимальным теплонапряжением имели место железо-фосфатные отложения, а под ними протекала интенсивная язвенная коррозия.

Для снижения относительной щелочности котловой воды до пределов норм ПТЭ на ТЭЦ при режиме форматирования использовалась смесь тринатрийфосфата и гексаметофосфата натрия (ТНФ и ГМФ).

С привлечением ЦКТИ были проведены некоторые исследования и, в частности, проверена интенсивность коррозионных процессов в экранных трубах по длине барабана котла с определением содержания водорода в насыщенном паре (из пяти точек по длине барабана).

Изучению были подвергнуты два режима фосфатирования: с использованием и без использования гексаметафосфата натрия (ГМФ).

Результаты опытов оказались неожиданными:

- при использовании ГМФ содержание водорода в паре по всем точкам контроля возрастало примерно в три раза (с 2 до 6 мкг/дм3);

- при обоих режимах наблюдался существенный химический «перекос» содержания водорода в паре по длине чистого отсека с правой стороны котла, содержание водорода в паре фиксировалось примерно в два раза выше, нежели с левой стороны.

Было рекомендовано прекратить использование ГМФ на ТЭЦ и обратить внимание на организацию топочного процесса в правой части топки.

Случай 2. На одной из ГРЭС Урала с котлами аналогичной конструкции Г.П. Сутоцкий обратил внимание на тот факт, что почти на всех котлах производят непрерывную продувку лишь по одному солевому отсеку.

Во втором солевом отсеке концентрация солей росла весьма медленно и продувка с этой стороны котла практически не требовалась.

По опыту прошлых лет Г.П. Сутоцкий предположил, что в топках котлов на ГРЭС имеются существенные тепловые «перекосы», не улавливаемые средствами теплотехнического контроля.

С привлечением Уралтехэнерго была произведена соответствующая наладка топочного режима котла. При этом было организовано введение топочного процесса по показателям степени концентрирования солей в солевых отсеках.

Согласно этому режиму, из обоих солевых отсеков была организована равномерная продувка (примерно 0,5 %) по показаниям двух индикаторов расхода продувочной воды.

Режим работы горелок регулировался согласно анализам котловой воды по показателям концентрации солей, которые стремились поддерживать одинаковыми с обеих сторон котла.

Проведенное мероприятие дало положительный эффект.

На котлах существенно сократились случаи выхода из строя экранных труб, работавших ранее с повышенным теплонапряжением.

Случай 3. В середине восьмидесятых годов на одной из ТЭЦ Ленэнерго с турбинами Т-100, ранее у аналогов которых на ТЭЦ Мосэнерго были обнаружены повреждения лопаток, связанные с качеством пара, НПО ЦКТИ изучал возможность неповторения подобной ситуации. Качество «среднего» пара, выдаваемого котлами данной ТЭЦ Ленэнерго, находилось в пределах норм ПТЭ.

Было предпринято, однако, углубленное исследование качества пара из нескольких точек одного из котлов по длине барабана с использованием высокочувствительного хлоридомера конструкции ЦКТИ-ЛТИ.

Во всех исследованных точках качество пара было вполне удовлетворительным (содержание хлоридов меньше 5 мг/дм3).

Исключением являлась одна из точек в середине барабана котла, где концентрация хлоридов в серии последовательных анализов выходила за пределы 20 мкг/дм3.

При остановке котла и вскрытии его барабана было обнаружено, что у двух циклонов сепарационного устройства на участке, близком к точке отбора насыщенного пара, были сорваны колпаки.

Данный случай подтверждает необходимость на всех котлах, кроме систематической проверки «среднего» качества насыщенного пара, также осуществлять его периодические анализы из нескольких точек по длине барабана.
4.5. Эффективна ли периодическая продувка котлов

в борьбе с железоокисным преобразованием?
Как было показано на практике, при прочих равных условиях степень осаждения оксидов железа на поверхностях нагрева тем выше, чем выше давление в котле. В котлах среднего и особенно низкого давления накипеобразующими свойствами обладают обычно только 20–30 % железосодержащих соединений. В котлах высокого давления размер выпадения в осадок оксидов железа повышается до 90 %. Ю.М. Кострикин показал, что за счет непрерывной продувки при ее размере, равном 1 %, из котла можно удалить не более 8 % соединений железа, поступающих в него вместе с питательной водой. Мнения специалистов об эффективности периодической («шламовой») продувки для данной цели не однозначны.

Для решения данного вопроса на одной из уральских ТЭЦ работниками ВТИ были проведены соответствующие исследования на котле ТП 170. Для этого котел был оснащен общим для всех точек периодической продувки в чистом и солевом отсеке расширительным мерным баком и пробоотборной точкой. В течение месяца наблюдений среднее содержание соединений железа в питательной воде, котловой воде в чистом отсеке и котловой воде в солевом составило соответственно 38, 71 и 77 мкг/дм3. Согласно произведенным балансовым расчетам, это означало, что с непрерывной продувкой из котла удалялось 2 % соединений железа, в чистом и солевом отсеках их соответственно осаждалось 86 % и 12 %. При одном цикле периодической продувки (в течение одной минуты) удалялось в среднем 0,7 т. воды. Был изучен состав продувочной воды из 30 циклов продувки солевого и чистого отсеков. Анализом каждый раз определялось содержание в водошламовой смеси соединений железа, меди и взвешенных веществ. Средние данные этих анализов приведены в таблице.
Содержание соединений железа, меди

и взвешенных веществ в водошламовой смеси


Состав водошламовой смеси, мкг/дм3

Чистый отсек

Солевой отсек

Железо

25000

36000

Медь

22000

30000

Взвешенные вещества

49000

100000


Таблица содержит данные о продувке четырех точек с периодичностью один раз в 6 дней. Из этих данных следует, что содержание соединений железа и меди в продувочной воде из нижних точек котла примерно на два порядка выше, чем в котловой, отводимой через линию непрерывной продувки. Соответствие содержания обоих металлов подтверждают представительность анализов на железо, которые могли быть искажены за счет попадания в пробу воды продуктов коррозии из трубопроводов для продувки и отбора проб. Эффективность периодической продувки рассчитывается по следующей формуле:



где (FeКВ)ПП, FeПВ – концентрация соединений железа в воде из мерника и питательной воды;

Д·744 – производительность котла за месяц, т;

Ng – количество воды, удаленной в течение месяца с периодической продувкой, т;

P – величина непрерывной продувки, %;

К – кратность концентрирования растворимых солей;

(Fe)ПП – для чистого отсека (при К = 15) оказалась равна 6 %,

(Fe)ПП – для солевого отсека (при К = 5) была равна 2,5 %.

Суммарная эффективность периодической продувки при таком режиме составила (Fe)ПП = 6 + 2,5 = 8,5 %.

Специальными дополнительными опытами было установлено, что при переходе к ежесуточной продувке каждой нижней точки данного котла средствами его периодической продувки можно вывести до 25–30 % шлама.

Подобный эффект следует считать для периодической продувки котлов типовых конструкций предельно достижимым. В реальных условиях каждой ТЭЦ следует устанавливать оптимальный режим продувки нижних точек котлов, исходя из трудоемкости операций, допустимого износа запорной арматуры и эффективности процесса в целом, по изложенной методике. Достаточно полно решить проблему предупреждения железо-окисного накипеобразования можно только путем внедрения мероприятий по снижению содержания соединений железа в питательной воде или повышении их концентрации в котловой воде за счет стабилизационной обработки. Неожиданным результатом данной работы явился факт весьма высокой концентрации шлама в нижних коллекторах экранов. Ряд специалистов до этих опытов считали, что осаждение шлама в коллекторах невозможно из-за слишком высокой скорости воды в них (0,2–0,5 м/с). Исходя из чисто гравитационных представлений, упускались из вида силы адгазионного происхождения, при учете которых определяющую роль в удерживании шламовых частиц поверхностью коллекторов играют на скорости осаждения, а скорости витания, которые для горизонтальных труб достигают до 1,2–1,6 м/с.

Исходя из более поздних исследований, следует полагать, что для котлов высокого давления, где котловая вода содержит повышенное количество магнитных форм оксидов железа, в адгезионном процессе существенную, а может быть и определяющую роль играют силы магнитного взаимодействия.
4.6. Свищи в трубах котла появились

до начала его эксплуатации
В одной из котельных г. Тольятти котел типа ДЕ-25-141М, изготовленный в декабре 1978 г., был растоплен для щелочения в феврале 1981 г. и остановлен через два часа из-за появления свищей в экранных трубах. Повреждения подобного типа были обнаружены и в котле № 2. На всех трубах повреждения являлись результатом язвин, начинающихся со стороны натрубной обмуровки.

В результате рассмотрения образцов поврежденных труб, на основании результатов анализа обмуровочных материалов, формуляров с расположением язвин в трубных системах, регламента режима сушки обмуровки было установлено, что обнаруженные повреждения возникли вследствие интенсивной кислородной коррозии в условиях высокого солесодержания во влаге обмуровки при повышенном содержании в ней хлоридов, допущенном в процессе сушки обмуровки.

Интенсивное протекание процесса коррозии обусловило два реша­ю­щих обстоятельства:

– наличие в материалах, используемых для натрубной обмуровки, весьма высокого количества агрессивных водорастворимых хлористых солей (до 70 %);

– осуществление сушки обмуровки котла без работающего дымососа (режим «паровой бани»).

Для устранения отмеченных недостатков было рекомендовано:

– Бийскому котельному заводу дополнить заводскую инструкцию рекомендациями по составу обмуровочных материалов и проведению процесса сушки обмуровки котлов с натрубной изоляцией. Новую редакцию инструкции разослать всем заказчикам данного типа котлов.

– монтажной организации произвести дефектоскопию, отбраковку и замену дефектных экранных труб и восстановить натрубную изоляцию. Сушку обмуровки выполнить по регламенту специальной дополнительной рекомендации Бийского котельного завода.

4.7. Почему прогрессировала стояночная коррозия

в самых «молодых» котлах?
Стояночная коррозия или электрохимическая коррозия внутренних поверхностей котлов с кислородной деполяризацией (чаще всего металла верхних барабанов паровых котлов) – наиболее частая причина, по которой обращаются энергетики промышленных предприятий в НПО ЦКТИ. Опишем один из весьма характерных случаев.

На ТЭЦ Белгородского сахарного завода установлено 5 котлов: два двух барабанных котла инофирм «Петра Бруйон», используемых с 1951 г., один котел типа ТС-20/39, эксплуатируемый с 1954 г. и 2 котла типа ТС 35/39У, работающие с 1961 и 1965 гг. Все котлы работают в общую паровую магистраль с давлением 3,7 МПа.

Начиная с 1976 г., в барабанах котлов ТС-35/39У появилась и прогрессировала язвенная коррозия. К середине восьмидесятых годов глубина отдельных язвин достигла 3,5 мм. В остальных котлах подобного вида коррозии не наблюдалось. Все котлы питаются питательной водой одинакового качества – смесью конденсата и химически очищенной воды, приготовленной на водоочистке, работающей по схеме: известкование, двухступенчатое Na-катионирование.

Рассмотрение материалов, представленных заводом, позволило установить, что повреждение металла барабанов является результатом электрохимической коррозии с кислородной деполяризацией в периоды остановок котлов без надлежащей их консервации.

В барабанах котлов ТС-35/39У коррозионные язвины имеются только в чистом отсеке и расположены на относительно небольшом пространстве внутренней поверхности барабана (две полосы по длине барабана шириной по 400 мм в районе колебания уровня воды).

Котлы ТС-35/39У на ТЭЦ являются наиболее производительными, и руководство станции стремилось их держать в работе или в горячем резерве. В период горячего резерва с котла снималось избыточное давление, но поддерживался уровень воды в водомерной колонне за счет периодических подпиток из деаэратора атмосферного типа.

При таком режиме в котле создавалось небольшое разрежение, подсасывался воздух из атмосферы, и происходило обогащение верхних слоев воды в барабане котла кислородом.

В периоды остановки котлов со спуском воды и вскрытием люков барабанов не производилась быстрая осушка внутренних поверхностей барабана и сепарационных устройств.

В составе паро-сепарационной схемы котлов ТС-35/39У имеются паро-промывочные корыта, в которых задерживается влага, способствующая интенсивному протеканию коррозии ниже расположенных боковых поверхностей барабана.

Указанные особенности конструкции, а также условия эксплуатации явились причиной интенсивного протекания процесса стояночной кислородной коррозии у котлов ТС-35. Фактором, способствующим ускорению данного процесса, стало пониженное значение рН котловой воды в чистом отсеке котла за счет использования конденсата, получаемого с сахарного производства.

Институт рекомендовал Госгортехнадзору разрешить эксплуатацию котла ТС35/39У на один год без удаления образовавших язвин в металле барабанов в случае, если проведением МПД с привлечением специализированной организации будет показано отсутствие трещин в металле на локальных участках расположения язвин.

В период проведения МПД было рекомендовано занести в формуляр развертки барабана расположение всех язвин с глубиной более 2 мм.

Необходимыми условиями эксплуатации котлов в течение этого года были определены следующие:

– ограничение паровой нагрузки в пределах 35 т/ч, а рабочего давления – 3,5 МПа;

– выполнение мероприятий по консервации котлов в период их остановок.

При остановке котла с его опорожнением рекомендовано было вскрыть люки и производить быструю осушку поверхностей горячим воздухом. В котлах паро-промывочного устройства, где имеются не дренируемые полости, рассверлить на их нижней образующей отверстия диаметром 8 мм.

При остановках котла в горячий резерв было рекомендовано поддерживать в нем всегда небольшое избыточное давление. Рекомендовалось поднять и строго поддерживать величину рН котловой воды в чистом отсеке до уровня 10,0 (щелочность по фенолфталеину не ниже 0,5 ммоль/дм3) за счет соответствующего дозирования (при необходимости) в котловую воду смеси тринатрийфосфата и едкого натра. До периода капремонта в следующем году было признано необходимым подготовить с привлечением специализированной организации техдокументацию по устранению язвин и осуществить эту операцию в период капремонта.
Глава пятая
5.1. Почему разрушались трубы

в поверхностном пароохладителе?
На одной из ТЭЦ Урала в котлах, работающих при давлении 3,2 МПа с температурой перегрева пара 400 °С, происходил занос водорастворимыми солями выходной части пароперегревателя, расположенной за поверхностным пароохладителем. При этом качество насыщенного и перегретого пара, согласно производимым анализам, было удовлетворительным. Индивидуальная промывка змеевиков пароперегревателя от выпадающих в них солей показала, что заносу солями подвержены только несколько змеевиков, расположенных у торца промежуточного коллектора. Через торцевую стенку этого коллектора осуществлялся ввод и вывод змеевиков, через которые пропускалась питательная вода с температурой около 100 °С.

Во время очередного ремонта было обнаружено на всех вводах змеевиков их равномерное местное утонение. На отдельных трубах в местах утонения отмечены сквозные повреждения металла. Через эти повреждения часть питательной воды во время работы котла проникла в промежуточный коллектор и вызвала локальный солевой занос труб выходной части пароперегревателя.

Для возможности изучения причин местного коррозионного износа труб в торце промежуточного коллектора в период ремонта была организована специальная пробоотборная точка. После пуска котла в пробах конденсата из этой точки было обнаружено необычно высокое содержание углекислоты. Если в «среднем» насыщенном паре концентрация свободной угольной кислоты находилась на уровне 5 мг/дм3, то в пробах конденсата из участка ее значения периодически были на порядок выше (рН около 5,0).

Анализ полученных данных позволил установить следующую картину происходящего.

Торец промежуточного коллектора плохо вентилируется из-за расположения пароподводящих и пароотводящих труб в некотором отдалении от него. Как результат этого, на «холодных» входных трубах питательной воды происходит образование «первичного» конденсата. Последний и вызывает локальную электрохимическую коррозию водородной деполя­ри­зацией.

Для устранения отмеченного недостатка руководству ТЭЦ было рекомендовано:

– несмотря на достаточно высокое значение рН питательной воды (катионитовая ВПУ имела предварительное известкование) ввести непрерывное аминирование питательной воды с дозой аммиака 2–3 мг/дм3;

– на одну из крайних паропроводящих труб, входящих в промежуточный коллектор, при очередном ремонте пароохладителя вставить патрубок, направляющий пар в его торец, это должно было препятствовать образованию в этой зоне газовых пузырей.

За счет указанных двух мероприятий значение рН конденсата пара из участка было поднято до 7–8. Дальнейшее локальное коррозионное разрушение труб пароохладителя после этого прекратилось.
5.2. Чем опасен котлам конденсат?
Заводы-изготовители создают для давления до 4,0 МПа агрегаты, приспособленные работать при питании их глубоко умягченной, но не обессоленной водой с общим ее солесодержанием до 500 мг/дм3.

В ряде случаев, однако, эти котлы по условиям технологической схемы паропотребления должны использовать для своего питания только производственный конденсат.

При таком режиме работы агрегатов могут возникнуть неполадки, вызываемые тремя причинами:

– невозможностью обеспечить без добавки нелетучей щелочи достаточно высокого значений рН котловой воды, требуемого по условиям предотвращения коррозии металла (особенно в чистом отсеке котлов со ступенчатым испарением);

– трудностью поддержания нормального режима фосфатирования для обеих ступеней испарения (особенно для котлов с большой мощностью солевого отсека);

– возникновением кислотной коррозии металла внутренних поверхностей котла вследствие безбуферности (отсутствие достаточной нелетучей щелочности) котловой воды при наличии в конденсате, возвращаемом с производства, потенциально кислых загрязнителей.

Рассмотрим пять случаев неполадок с котлами, иллюстрирующих изложенное.

Случай 1. Котел ДКВР-20-13 со ступенчатым испарением был использован в отопительной котельной при работе в комбинации с надстроенным бойлером. Весь конденсат возвращался в верхний барабан по линии. Добавка химически очищенной маломинерализованной воды (щелочность 0,4 ммоль/дм3) не превышала 2 % паропроизводительности котла и покрывала только расход пара на деаэрацию и непроизводительные потери рабочей среды из замкнутого цикла. Отвод неконденсирующихся газов из бойлера организован не был.

При работе в указанных условиях значение рН котловой воды в чистом отсеке не превышало 8,0. В целях его повышения котел был переведен на питание с большей добавкой химически очищенной воды. При этом щелочность котловой воды в чистом отсеке возросла с 0,2 до 0,5 мг/дм3, однако значение рН существенно не увеличилось.

При очередном ремонте котла была обнаружена повышенная общая коррозия внутренней поверхности бойлера и котла, особенно значительная на участке паровой части барабана котла в районе стока по нему конденсата из бойлера. В процессе работы котла с надстроенным бойлером образующаяся в результате термического распада гидрокарбонатов углекислота скапливалась в нижней части бойлера и создавала кислую реакцию конденсата, возвращавшегося по линии в барабан котла.

По рекомендации НПО ЦКТИ указанный недостаток был устранен путем монтажа линии для непрерывного отвода неконденсирующихся газов в нижнюю часть колонки деаэраторов. Одновременно в котле было исключено ступенчатое испарение за счет подключения линий для выравнивания солесодержания котловой воды солевых отсеков с помощью труб к спускным трубам контуров чистого отсека. После осуществления этих мероприятий при размере добавки умягченной воды не более 2 % значение рН котловой воды стало превышать 9,5, а коррозия металла на участке прекратилась.

Случай 2. В котельных сахарных заводов довольно широко применяются котлы производительностью 20–50 т/ч пара давлением 1,4–4,0 МПа. В этих котельных для питания котлов обычно используется конденсат, в больших количествах возвращаемый из технологических цехов и загрязненный органическими продуктами сахарного производства.

В ГОСТ непосредственно не указывается допустимое содержание сахара в питательной воде котлов низких и средних параметров. В неявном виде этот показатель регламентируется допустимым содержанием маслообразных веществ, являющихся также органическими соединениями. Для котлов, работающих при давлении 1,4 МПа, их количество не должно превышать 3 мг/дм3.

По данным исследований НПО ЦКТИ, в ряде случаев при попадании в котлы значительных количеств сахаристых продуктов наблюдалось резкое понижение рН котловой воды вследствие окисления сахара до органических кислот. При этом отмечалась недопустимо сильная коррозия металла.

Для возможности использования загрязненных сахаром конденсатов было предложено:

– не допускать использования для питания котлов конденсата с концентрацией сахара выше 30 мг/дм3, а при концентрациях сахара до 30 мг/дм3 в котел одновременно подавать щелочную умягченную воду при отношении количества последней и конденсата не менее единицы;

– организовать подачу конденсата в котельную через систему двух специальных баков, в которых производить предварительный контроль возвращаемого с производства конденсата на содержание сахара;

– предусмотреть в схеме водоподготовки ввод смеси тринатрийфосфата и едкого натра для корректировки рН котловой воды в аварийных ситуациях.

Случай 3. На одном из химических комбинатов установлены двухходовые газотрубные котлы КУН-24/16. Питание таких котлов должно осуществляться щелочной умягченной водой. Фактически же на комбинате для этого была использована смесь глубокообессоленной воды и возвращаемого с производства конденсата, в который периодически попадали кислые продукты из технологических аппаратов, и в котловой воде при отсутствии щелочного буфера резко снижалось значение рН. По инициативе эксплуатационного персонала в цикле водоподготовки было организовано непрерывное подщелачивание питательной воды едким натром. Через несколько месяцев эксплуатации в таком режиме котел был остановлен в связи с образованием на трубах сквозных трещин межкристаллического характера. Очаги поперечных трещин, начинавшихся с внешней (водяной) стороны трубы, располагались преимущественно у задней (обогреваемой газами) трубной доски, в верхней ее части (в районе колебания уровня воды).

При односторонней вальцовке труб со стороны газового пространства между трубами и трубной решеткой имеются небольшие зазоры, в которых возможно глубокое концентрирование котловой воды. При высоком удельном содержании едкого натра на участках повышенного напряжения металла создаются условия для возникновения щелочной хрупкости металла. При низких значениях рН котловой воды на этих же участках, наоборот, происходит «кислотное травление» металла.

По рекомендации НПО ЦКТИ было осуществлено подщелачивание питательной воды смесью едкого натра с тринатрийфосфатом. При таком составе щелочных соединений в местах концентрирования солей в твердую фазу выпадает не агрессивный едкий натр, а менее растворимые и безопасные для металла фосфорнокислые соли натрия.

Указанный режим наряду с мероприятиями по уменьшению местных повышенных напряжений металла позволил предотвратить дальнейшее протекание процесса межкристаллитного разрушения металла.

Случай 4. В работавшем на мазуте котле ГМ-50-40 при очередном ремонте было обнаружено интенсивное коррозионное разрушение металла в зонах сварных швов труб, расположенных в чистом отсеке на участках, находившихся в условиях высоких тепловых нагрузок.

Котел питался к основном конденсатом с небольшой добавкой химически очищенной воды, и значение рН котловой воды в первой ступени испарения не превышало 9. В солевых отсеках, где значение рН котловой воды находилось на уровне 11,0, подобные повреждения отсутствовали.

При выполнении сочленения труб в заводских условиях методом контактной сварки в местах стыковки с внутренней стороны образуется небольшой бортик, из-за которого в зоне стыковки труб создаются гидродинамические условия, отличные от условий в остальной части трубы. При этом на участках по обеим сторонам от бортика периодически образуются и исчезают паровые пузыри, под которыми металл подвергается систематическим переменным тепловым нагрузкам. Последние вызывают разрушение защитной пленки оксидов железа и ускоряют протекание процесса пароводяной коррозии металла. Наиболее интенсивно этот процесс протекает в котловой воде при низких значениях рН, которые препятствуют быстрому восстановлению разрушенной пленки оксидов металла.

Для изготовителей котлов высоких параметров существует требование: «…не допускать расположения швов контактной сварки в зоне максимальных тепловых потоков». Для заводов-изготовителей котлов низких и средних параметров подобное требование отсутствует. Рассмотренный пример вызывает необходимость введения соответствующего указания для газомазутных котлов давлением 4 МПа.

В данном случае для устранения указанного дефекта НПО ЦКТИ рекомендовало при очередном ремонте произвести отбраковку дефектных контактных стыков с помощью ультразвуковой дефектоскопии и повысить рН котловой воды в чистом отсеке котла до значений не менее 9,6.

Случай 5. В котле ДКВР-20-13, работавшем в районе с сильно минерализованной природной водой, питавшемся дистиллятом от термоопреснительной установки, наблюдалась интенсивная общая и язвенная коррозия металла труб в контурах первой ступени испарения. Сухой остаток (до 50 мг/дм3) питательной воды общей щелочностью менее 0,1 ммоль/дм3 на 80 % состоял из хлорида натрия.

При очередном ремонте было решено заменить все трубы из углеродистой стали трубами из хромникелевой стали Х18Н10Т. Специалистами НПО ЦКТИ (куда были направлены данные для консультации) было установлено, что интенсивная общая коррозия труб является следствием работы котлов при недопустимо низких значениях рН котловой воды (менее 8) и весьма высокой концентрации в ней хлоридов. Язвенная коррозия происходила в периоды остановок котла без надлежащей консервации из-за насыщения воды кислородом и стимулировалась отсутствием в ней щелочного буфера.

Поскольку хромникелевая сталь Х18Н10Т не является достаточно коррозионно-устойчивым материалом в растворах солей с повышенным удельным содержанием хлоридов, было рекомендовано сохранить в котле трубы из углеродистой стали, но осуществить мероприятия по увеличению рН котловой воды, рассмотренные в первом и втором случаях, при одновременной организации лучшей консервации котлов в периоды их остановок.

Таким образом, котлы низкого и среднего давления как без ступенчатого, так и со ступенчатым испарением, изготовляемые заводами энергетического машиностроения, предназначены для работы на питательной воде с сухим остатком в пределах 10–250 мг/дм3 (в ряде конструкций – до 500 мг/дм3) при общей нелетучей щелочности не менее 0,15 ммоль/дм3, которая обеспечивает достижение в первой ступени испарения значения рН котловой воды не ниже 9,5. При более низких значениях щелочности или сухого остатка питательной воды по условиям предупреждения коррозии металла следует принимать специальные меры, обеспечивающие значения рН котловой воды в чистом отсеке котла не менее 9,5, причем принимать их следует в процессе проектирования котельных.
Глава шестая
Основные причины аварийности тепловых сетей
В России в 1924 г. была впервые практически осуществлена идея комбинированного производства тепла и электроэнергии, – энергетические преимущества которой неоспоримы.

В дальнейшем крупные теплофикационные системы с высоким уровнем концентрации мощностей источников тепла стали по существу единственным направлением развития теплоснабжения, поддерживаемым государством.

В трудах ученых еще в начале развития теплофикации были разработаны принципы построения системы централизованного теплоснабжения и основные технические решения с учетом качественных показателей теплоносителя. Это позволило реализовать все преимущества централизации теплофикации и получить максимальный экономический эффект.

Однако в настоящее время внутренняя коррозия и отложения в трубопроводах в России являются основной причиной повреждений тепловых сетей и, таким образом, существенно влияют на их надежность. Нарушение водно-химического режима, т.е. не выдерживание качественных требований теплоносителей согласно действующим нормам, а также неудовлетворительная консервация их – главные причины аварийности тепловых сетей

Этот вывод можно подтвердить фактически, жизненными примерами (случаями).
6.1. Проблемы котельных птицепрома Омского региона
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   12


Глава первая
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации