Растворенные в воде вещества вызывают те или иные неполадки в работе энергетического оборудования. В основном это связано с образованием в тепловых агрегатах накипных отложений и коррозии.
При большей щелочности и солесодержании имеет место вспенивание котловой воды и занос солей в пароперегреватель.
В настоящее время в котлах предусматриваются специальные сепарационные устройства, ступенчатое испарение, промывка пара и другие способы, способствующие получению чистого пара. Допускаемое конструкцией котла солесодержание в чистом и солевом отсеках оговаривается заводом-изготовителем в паспортных данных к котлу.
В теплофикационных водогрейных котлах кроме карбонатных отложений при подогреве воды выше 130 °С сильно снижается растворимость CaSO4, что потребовало принять нормы качества подпиточной и сетевой воды, исключающие выпадение из раствора гипса (образующего очень плотные накипи).
В теплообменной аппаратуре, работающей при 25–50 °С возникают так называемые низкотемпературные отложения, основным компонентом которых является карбонат кальция (СаСО3).
Образующиеся накипные отложения значительно снижают теплопроизводительность теплообменников (иногда требуется установка дополнительных), а также увеличивают потери напора в трубках.
В подогревателях горячего водоснабжения (подогрев воды до 70 °С), использующих недеаэрированную исходную воду, накипные отложения могут быть весьма велики, поэтому применение исходной воды без предварительной обработки ограничивается соответствующими нормами.
Наряду с карбонатными отложениями в теплообменной аппаратуре идет накопление продуктов коррозии. Довольно характерным является состав отложений, отобранных из подогревателей горячего водоснабжения (состав приводится в процентах): Са – 25,96; MgO – 1,97; Fe2O3 – 23,46; SiO2 – 6,2; SO3 – 0,42; потери при прокаливании составляют 36 %.
В современных котлах, особенно сжигающих высококалорийное топливо (газ, мазут), тепловой поток в экранных трубках может достигать 580–700 кВт/м2
[500–600 Мкал/(м2·ч)]. Образование на внутренней поверхности нагрева незначительных по толщине (около 0,1–0,2 мм) малотеплопроводных отложений приводит к перегреву металла и, как следствие, к появлению отдулин, свищей и даже разрывов экранных труб.
Отложения, образующиеся непосредственно на поверхностях нагрева, принято называть первичной накипью; грубодисперсные частицы, находящиеся в объеме воды (шлам), впоследствии могут оседать на поверхности нагрева, образуя вторичные отложения (вторичная накипь).
Образование отложений на поверхности нагрева происходит вследствие протекания в нагреваемой среде процессов, связанных с образованием труднорастворимых веществ вследствие концентрирования солей при многократном упаривании в котле, питательной воды, а также понижения растворимости ряда веществ с повышением температуры.
По химическому составу накипи подразделяют:
а) на накипи щелочноземельных металлов, которые содержат 
; 
; 
; 
. В зависимости от преобладающего аниона они разделяются на карбонатные, сульфатные, фосфатные и силикатные.
б) железнокислые и железнофосфатные накипи;
в) медные накипи.
Как уже отмечалось, карбонатная накипь образуется в теплообменниках, тепловых сетях, конденсаторах турбин и др. В условиях кипящей среды обычно выпадает в виде шлама.
Сульфатные накипи, как правило, образуют плотные отложения, прочно связанные с металлом.
Силикатные накипи сложны по своему составу (; 
; 
и др.), а по своей структуре разнообразны и образуют плотные, пористые и комковые отложения.
Железоокисные накипи, состоящие в основном из магнетита (Fe3O4), отлагаются обычно в зоне высоких температур (экранные трубы).
Железофосфатные накипи [NaFePO4; Fe3(PO4)2] образуются при повышенном содержании в котловой воде железа, фосфата натрия и низкой ее щелочности.
В медных накипях содержится до 30 и более процентов меди с примесями окислов железа, соединений кальция и магния. Медь в накипи присутствует в виде металла и окислов. Такие накипи образуются в зонах высоких температур на стороне трубы, обращенной в топку.
Поступает медь в котел с питательной водой как продукт коррозии латуни и других медных сплавов конденсатного тракта.
Все материалы, из которых выполняется теплоэнергетическое оборудование, в силу своей природы подвергаются коррозии – разъеданию под воздействием среды.
При плохо налаженной деаэрации коррозии подвергаются трубопроводы, теплообменная аппаратура, аккумуляторные баки и другое оборудование.
Скопление продуктов коррозии на участках теплосети с малыми скоростями может привести к увеличению гидравлического сопротивления сети, снижению ее пропускной способности, забиванию коррозионными отложениями местных систем отопления.
Таким образом, примеси, попавшие в пароводяной тракт теплоэнергетических объектов, снижают надежность и повышают аварийность теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей.
2.5. Выбор водоисточника и производительности
водоподготовительных установок
Выбор водоисточника и производительности водоподготовительной установки зависит от ряда факторов: концентрации примесей в поверхностных водах, размера бассейна, сезона года, изменения количества осадков по годам и т.д., решение о пригодности данного водоема для использования можно принимать лишь на основе тщательного многолетнего исследования качества и дебита воды в нем.
При выборе источника водоснабжения следует учитывать не только нужды водоподготовки, но и водопотребление котельной, электростанции в целом. Если в районе расположения котельной, ТЭС имеется несколько источников водоснабжения, то выбор того или иного из них должен осуществляться из условия, что качество воды в нем оказывает непосредственное влияние на методы и схему обработки добавочной воды.
Так, если источником является артезианская вода, в которой практически отсутствуют грубодисперсные примеси (ГДП) и органические вещества, то отпадает необходимость в ее предварительной коагуляции. Однако такая вода обычно содержит большое количество ионов двухвалентного железа, что приводит к необходимости применять методы предварительного его удаления из воды перед последующей обработкой. Преимуществом артезианской воды перед поверхностной является ее стабильный состав во все времена года, что в значительной степени облегчает эксплуатацию водоподготовительной установки.
Таблица 2.2
Примерный расчет воды на собственные нужды
| № | Технологические процессы | Нормированные потери, % |
| 1. | Предочистка а) осветлители - непрерывная продувка - периодическая б) механический фильтр ИТОГО | 1–2 0,2 4,5 |
| 2. | Натрий-катионирование 1-я ступень 2-я ступень ИТОГО | 4,5 0,5 |
| 3. | Обессоливающие установки а) Н-катионитовые фильтры 1-я ступень не более 2-я ступень не более а) анионитовые фильтры 1-я ступень не более 2-я ступень не более ИТОГО | |
| не > 21 | ||
| 4. | Испарители а) потери при очистке исходной воды поступающей на испарительную установку б) непрерывная и периодическая продувка испарителей ИТОГО | 5–15 5–7 |
| 20–22 | ||
| 5. | Конденсатоочистка а) механические фильтры б) угольные в) натрий-катионитовые ИТОГО | 0,1 0,9 |
| 6. | Котлоагрегат а) непрерывная и периодическая продувка (если работать на химически очищенной воде), котлы низкого и среднего давления б) на обессоленной воде, котлы высокого давления Р=14 МПа (140 кгс/см2). | 0,5–3 0,5–1 |
| 7. | Прочие потери на собственные нужды а) ТЭЦ с отопительной нагрузкой б) с производственной отопительной нагрузкой | 1,2 1,6 |
| 8. | Среднегодовая утечка теплоносителя не более от среднего объема воды теплосети | 0,25 |
При заборе воды из поверхностного источника следует учитывать, что качество воды в нем меняется не только по сезонам, но и по годам. Так, весной и осенью в такой воде возрастают концентрации ГДП и органических веществ и, наоборот, в летние и зимние месяцы уменьшается солесодержание. Эти обстоятельства следует учитывать при проектировании схемы обработки воды из поверхностных источников, так как водоподготовительная установка (ВПУ) рассчитывается применительно к максимальным концентрациям того или иного вещества в природной воде. Место забора воды следует располагать по возможности дальше от места сброса сточных вод соседних предприятий.
Производительность водоподготовительных установок (ВПУ) должна быть достаточной для покрытия потерь воды и пара в схеме котельной и ТЭС, а также для расхода воды и пара на различные технологические нужды теплоэнергообъектов. Часть потерь на котельной, ТЭС неизбежна и связана с расходом воды и пара на собственные нужды: продувку котлов, водные промывки оборудования, обслуживание установок по очистке конденсата и т.п. Эти потери нормируются на каждой ТЭС и котельной. Другая часть потерь относится к “прочим” расходам на собственные нужды. В целом “прочие” расходы не должны превышать (в процентах общего расхода питательной воды работающих котлов) на ГРЭС, на ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой – 1,2 %; на ТЭЦ с производственной или производственной и отопительной нагрузкой – 1,6 %.
При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального, нормы внутристационарных потерь соответственно увеличиваются, но не более чем в 1,5 раза.
При расчете общих потерь расходы воды и пара на технологические нужды принимаются в соответствии с нормами и учетом возможного повторного использования воды в цикле котельной или ТЭЦ. Примерный расчет приведен в табл. 2.2.
Контрольные вопросы
1. Назовите технологические процессы, осуществляемые в теплоэнергетических установках, в которых используется природная вода?
2. Охарактеризуйте назначение различных потоков воды в различных циклах ТЭС?
3. Какие примеси и за счет чего поступают в тракт ТЭС и котельной?
4. Укажите влияние примесей воды на надежность и безаварийность работы теплоэнергетического оборудования?
5. В чем заключается выбор водоисточника?
6. Какие факторы вы должны учесть при расчете производительности ВПУ?
Глава третья