При строительстве новых микрорайонов в городе Омске начали сооружать централизованные тепловые пункты (ЦТП), в которых горячая вода с ТЭЦ подавалась как теплоноситель для обогрева холодной питьевой воды, непосредственно проходящей через теплообменник, а затем подавалась в дома для открытого водоразбора. Теплоноситель, пройдя теплообменник, нагрев холодную питьевую воду, возвращался на ТЭЦ. Данная технология сокращала расходы химических реагентов, снижала количество сбросных сточных высокоминерализованных вод с ВПУ ТЭЦ.
Однако уже в начальной стадии работы ЦТП они вызвали разочарование у населения. Так, в результате интенсивной внутренней коррозии трубопроводов подачи горячей питьевой воды с ЦТП произошли аварии, в результате были затоплены горячей водой квартиры жильцов новых построенных домов. Пострадавшие жильцы одного из домов подали заявление в судебные органы по возмещению материального ущерба. Прокуратура Кировского района г. Омска обратилась в РУ Омскэнерго с просьбой выделить специалиста для проведения технической экспертизы и выяснения причин аварии.
Химической службе Омскэнерго было поручено выявить причину аварийной ситуации. На первоначальном ознакомительном этапе
– были отобраны пробы теплоносителя и нагреваемой питьевой воды до и после теплообменника;
– визуально осмотрено состояние коррозионных внутренних поверхностей участков трубопроводов;
– изучена рабочая проектная документация технологической схемы нагрева воды в ЦТП и системы открытого водоразбора дома пострадавших жильцов.
Проведенный анализ показал, что теплоноситель до и после теплообменника отвечал требованиям по качеству установленным нормам.
В питьевой холодной и горячей воде выявлено высокое содержание коррозионно-агрессивных компонентов: растворимого кислорода и свободной угольной кислоты, так как рабочей проектной документацией не предусматривалось удаление этих агрессивных газов (О2, СО2) из исходной воды.
С повышением температуры нагрева исходной воды до (60–70 °С) активность агрессивных газов (О2, СО2) возрастает. При этом совместное присутствие в больших количествах в воде растворенного кислорода и свободной угольной кислоты повышает интенсивность коррозии металла.
Итак, причиной аварии системы горячего водоснабжения дома явилось нарушение водно-химического режима. Основной виновник – проектная организация – не предусмотрела способы удаления коррозионно-агрессивных компонентов из исходной воды.
Причина высокой аварийности систем теплоснабжения
в Советском районе г. Омска
Основным производителем теплоносителя в Советском районе является ТЭЦ‑3, затем теплоноситель предприятием «Тепловые сети» передается посредникам города: ПТСК «Теплокомунэнерго» и жилищным управлениям (ЖКУ).
Технологическая схема водоподготовки – это Na-катионирование, деаэрация.
В 80-х годах со стороны руководства Омскэнерго велся жесткий контроль за качеством теплоносителя. Посредник ПТСК также вел контроль, часто производя совместный отбор теплоносителя на определение качественных показателей. Мне (Э.П. Гужулеву), как начальнику химической службы, еженедельно приходилось отчитываться перед зам. главного инженера за состояние водно-химического режима тепловых сетей города. Почти ежемесячно отчитывались главные инженеры ТЭЦ и теплосети за имеющиеся отступления водно-химического режима ТЭЦ и тепловых сетей.
Были и производственные трудности, что приводило к частичному повышению содержания кислорода и углекислоты в подпиточной и сетевой воде, но это отрицательно сказывалось на первоначальных трубопроводах теплоносителя от ТЭЦ. Повышенную интенсивность коррозии трубопроводов теплосети по ул. Нефтезаводская и пр-ту Мира специалисты объясняли блуждающими токами, так как вдоль коллекторов теплоносителя были проложены рельсы трамвайного пути.
В 90-х годах трамвайный путь с этих улиц был убран, ТЭЦ-3 перевели на природный газ, коллекторы теплоносителя заменили на трубопроводы с утолщенной стенкой.
Но в период рыночных отношений началось интенсивное разрушение тепловых сетей домов и квартир жильцов района. В отдельных квартирах было более пяти свищей на одном метре, устранялись они установкой хомутов различных скруток, поэтому в квартирах жильцов проводились частые аварийные сварочные работы. Все это напомнило ситуацию на птицефабриках Омской области при нарушении водно-химического режима. Не работая уже 10 лет в данном направлении, для меня (Э.П. Гужулеву) было загадкой в чем же истинная причина?
Высококвалифицированные специалисты остались по-прежнему у руля водоподготовительных установок на ТЭЦ-3. Однако условия изменились, так простая поваренная соль (NaCl) оказалась дефицитной позицией. Несмотря на высокую квалификацию, специалист не может произвести регенерацию Na-катионитных фильтров из-за отсутствия химического реагента. Природный газ, мазут оказались постоянной проблемой для ТЭЦ. Химический контроль за качеством теплоносителя был сведен практически к нулю, объяснения одни: нет бензина или автомашины для отбора проб теплоносителя. Частично выполненные анализы по теплоносителю (сетевой воды) указывали на грубейшие нарушения водно-химического режима. Так, содержание растворенного кислорода составляло более 200 мкг/дм3, причем анализ выполнялся по упрощенной методике и не давал точности результатов, чтобы не показывать, во сколько раз превышена норма (например, содержание свободной углекислоты составляло 0,88 – 4 мг/дм3 при норме её отсутствия.
Очень важный показатель качества сетевой воды – рН не определялся. Согласно нормам ПТЭ 4.8.39, фактический показатель должен быть равен 8, рН сетевой воды был ниже 8, так как в ней находилось большое количество свободной углекислоты.
Известно, что увеличение рН при Na-катионировании до 9,5–10 позволяет примерно в 10 раз снизить повреждаемость трубопроводов от внутренней коррозии. Это обеспечивается формированием на поверхности трубы защитной железо-оксидной пленки. Но одновременно с повышением рН необходимо нормировать содержание растворенного кислорода в сетевой воде.
Производитель теплоносителя не осуществляет периодическую силикатную обработку подпиточной воды, что отрицательно действует на консервацию тепловых сетей в период окончания отопительного сезона. Снятые индикаторы внутренней коррозии с выводов с ТЭЦ, концевых участков, а также с промежуточных углов магистрали указывают на аварийную коррозию. Производители и посредники подачи теплоносителя не обеспечивают консервацию тепловой сети, а также внутренних систем жилищно-бытовых помещений муниципальной собственности химически очищенной деаэрированной водой.
Указанные нарушения водно-химического режима не только ускоряют коррозионные процессы, но и повышают интенсивность отложений на внутренних поверхностях труб теплоносителя и нагревающих систем, что влечет за собой ухудшение теплопередачи.
Почему высока коррозионная аварийность
на новых трубопроводах теплосети?
Часто техническими специалистами жилищных управлений задается вопрос, почему только что замененные в доме трубопроводы системы теплоснабжения на новые, прослужив всего 2–3 года, подвергаются коррозионной аварийности. При этом, обвиняются металлургические заводы, якобы поставляющие бракованные трубы.
Однако, несмотря на переход в новые рыночные отношения «отраслевой диктат» продолжает действовать и в настоящее время. Каждый отраслевой специалист стремится найти причину своих недоработок, бед в другой отрасли, технически не обосновывая свое обвинение.
Но необходимо направить интересующихся этой проблемой к научно-экспериментальным исследованиям о влиянии химического состава стали на ее коррозионное поведение в воде теплосети, проведенным Балабан-Ирмени Ю.В; Шерементьевым О.Н. и опубликованным в десятом номере журнала «Электрические станции» за 1998 г.
Действительно для определения причин агрессивности сетевой воды и способов ее снижения проведен комплекс стендовых и технологических исследований. Они проводились на стендовых установках Всесоюзного теплотехнического института (ВТИ) по специальной методике, позволяющей оценить отклонения углеродистой стали перлитного класса к локальной коррозии в реальных условиях работы теплосети (деаэрация, температура, скорость движения жидкости). Использовалась реальная вода теплосети и искусственно создаваемые силикаты этой воды. В результате экспериментальных исследований были обнаружены цепочки глубоких язв по нижней образующей трубопроводов на трубах из стали 20 и стали 10. На некоторых трубах того же магистрального трубопровода глубокие язвы отсутствовали. Эти трубы были изготовлены из стали 17Г1С, со значительно отличающимся от предыдущих сталей химическим составом.
В результате исследований сталь 17Г1С была рекомендована для использования при прокладке и монтаже новых трубопроводов теплосети. В результате экспериментов, проведенных на стендовых установках, было показано, что основной причиной коррозионной агрессивности сетевой воды теплосети являлось высокое содержание сульфатов, причем даже его снижение с 350 до 200 мг/дм3 не исключило дальнейшую коррозию. Влияние хлоридов при высоком уровне концентрации ионов 
практически отсутствует.
Следовательно, прежде чем поставить новый трубопровод, необходимо знать качественный химический состав исходной природной воды (содержание активаторов коррозии: сульфатов, хлоридов, органических соединений), а также качество подпиточной и сетевой воды в теплосети по основным коррозионно-активным составляющим:
– содержание свободной угольной кислоты;
– растворенного кислорода,
– значение рН для систем теплоснабжения.
Основной причиной интенсивной коррозии новых трубопроводов теплосети Советского района г. Омска являлось высокое содержание в теплоносителе:
– растворенного кислорода, превышающее норму в 10 раз;
– свободной угольной кислоты до 4 мг/дм3 при норме отсутствия ее;
– низкое значений рН сетевой воды (меньше 8) при норме 8,3–9.
Коррозия, протекающая в присутствии угольной кислоты, приводит к загрязнению воды твердыми продуктами коррозии. Причиной непрочного сцепления окислов с подвергшейся коррозии поверхностью металла является восстанавливающее и отслаивающее действие на окисные пленки образующегося атомарного и молекулярного водорода. Этим объясняется тот факт, что кислородная коррозия стали в присутствии угольной кислоты протекает практически без замедления: вследствие неустойчивости окислительных пленок поступление кислорода к поверхности металла с течением времени не уменьшается, и коррозия под действием его продолжается с неизменной скоростью.
Максимальная скорость коррозии протекает при температуре 60 – 70 °С.
В закрытых системах, например в поверхностных подогревателях, где нет условий для удаления кислорода, нагрев воды приводит к непрерывному увеличению скорости коррозии. Повышение температуры воды, содержащей угольную кислоту, усиливает диссоциацию молекул последней с соответствующим увеличением концентрации ионов водорода и скорости коррозии.
При повышении температуры скорость коррозии с выделением водорода непрерывно возрастает. Таким образом, при наличии угольной кислоты (особенно в горячей воде) процесс коррозии развивается с заметным выделением водорода даже в присутствии растворенного кислорода. Образующийся водород в этих условиях кислородом воздуха не окисляется.
Итак, практический опыт показал, что порой недооценка водно-химического режима, отдельными техническими специалистами котельных, ТЭЦ, тепловых сетей приводит к выходу из строя теплоэнергетического оборудования и систем отопления домов и квартир простых жителей, которые регулярно оплачивают за теплоноситель. Интенсивность отложений на внутренних поверхностях нагревающих систем, влечет за собой и ухудшение теплопередачи.
Сюрпризы природы?
Белое море наступает на Архангельск
21 декабря 1992 г. на ВПУ ТЭЦ Архангельска, являющейся основным источником энергоснабжения города и ряда промышленных предприятий, резко поднялось солесодержание исходной воды: с 300 до 3500 мг/дм3, т.е. более чем в 10 раз. На ТЭЦ установлены шесть котлов высокого давления, которые «переваривают» только глубоко обессоленную воду (солесодержание меньше 2 мг/дм3).
Обессоливающая установка ВПУ может перерабатывать воду только с солесодержанием не выше 500 мг/дм3. При более высоком содержании солей ВПУ начинает работать только для восполнения водой собственных нужд.
За несколько часов работы ТЭЦ все запасы обессоленной воды (3000 м3) были исчерпаны.
Пришлось прекратить подачу пара сторонним потребителям, и эти предприятия остановились. Затем был закрыт разбор горячей воды в городе и еще позже практически было прекращено отопление больших массивов домов. Пять котлов один за другим и все турбины пришлось вывести в резерв, а в работе оставить лишь один котел № 1, снизив в нем давление пара с 14 до 4,0 МПа и переведя его на питание Na-катионированной водой.
Персонал станции не мог понять причины столь значительного и быстрого подъема солесодержания исходной воды в протоке дельты р. Северная Двина, откуда ТЭЦ брала воду для охлаждения конденсаторов турбоагрегатов и питания ВПУ.
Рассматривались версии сброса сточных вод на каком либо предприятии, расположенном выше ТЭЦ по реке, а также возможность «нагона» воды из Белого моря.
Вторая версия сначала казалась маловероятной, поэтому водозабор ТЭЦ находился на расстоянии 60 км от устья реки.
Через трое суток солесодержание исходной воды также внезапно стало резко понижаться и пришло в норму. ВПУ заработала нормально, котлы были растоплены, и ТЭЦ быстро вышла на нормальную нагрузку как по электрической мощности, так и по подаче потребителям пара и горячей воды.
В ЦКТИ была сразу же собрана группа специалистов для решения вопросов, почему так случилось и что надо сделать для предотвращения повторения подобной ситуации?
Сразу же удалось понять, что это событие не связано со сточными водами предприятий, а обусловлено «нападением» Белого моря на город.
Два глобальных явления инициировали это «нападение»:
– потепление климата на севере Европейской части России и, как следствие, – некоторое повышение уровня воды в этой части океана и Белого моря (примерно на 20 см);
– понижение дебита Северной Двины в результате усиленных вырубок леса в ее притоках.
Протоки дельты Северной Двины превратились в «слоеные пироги» из морской (внизу) и пресной (сверху) воды.
Как показали произведенные в феврале 1993 г. замеры с помощью батометров, погружающихся на различную глубину (до 10 м) и охватывавших все сечения протоков, концентрация солей по глубине отдельных точек отбора проб разнилась между собой на порядок и более (от 300 до 17 000 мг/дм3).
Белое море – самое соленое море европейской части России.
Солесодержание в нем достигает до 18 000 мг/дм3.
Учитывая факторы общеглобальной экологической ситуации, парниковый эффект, прогрессирующее исчезновение лесов, нельзя «ждать милости от природы» и в дальнейшем.
Нагоны морской воды в г. Архангельске уже частично достигли и водозабора городской водопроводной станции, расположенной на 10 км выше ТЭЦ по течению Северной Двины.
Группа специалистов в начале марта 1993 г. выдала руководству ТЭЦ и городу первоочередные и долговременные предложения по предупреждению повторения подобных аварийных ситуаций.
Основными из них являются строительство достаточно мощной паропреобразовательной установки, которая была бы в состоянии «переваривать» воду без фазы ее предварительного химического обессоливания, и создание на ТЭЦ больших запасов (на 10 дней) пресной воды.
Река Омь угрожает аварийным остановом теплоэнергетического и нефтехимического комплексов г. Омска?
В июне 1985 г. возникла большая угроза для крупных омских ТЭЦ (№3, 4), обеспечивающих электрической и тепловой энергией нефтехимический комплекс.
Окисляемость исходной воды, отбираемой с реки Иртыш резко поднялась до 50 мг О2/дм3 при обычной окисляемости 4–8 и при максимальных значениях
14,8 мг О2/дм3.
Были приняты все меры:
– увеличена дозировка коагулянта на предочистку;
– до максимума увеличена непрерывная продувка котлоагрегатов;
– ежесменно проводилась периодическая продувка котлов по всем нижним точкам котла;
– снижены нагрузки, для того чтобы обеспечить тепло энергоносителям нефтехимического комплекса;
– подключены научно-исследовательские институты, впервые был произведен полупромышленный научный эксперимент: для снижения окисляемости применен активированный уголь. Эффект был положительным, но конструктивные особенности не позволили внедрить это новшество.
В целях выявления виновника в повышении окисляемости воды р. Иртыш был подключен комитет Госбезопасности, так как снижения производственных нагрузок отрицательно сказались бы не только на гражданских объектах, но и объектах военного значения. Специалисты химслужбы Омскэнерго занимались конкретно исследованием воды р. Иртыш, ими были отобраны пробы промстоков, сбрасываемых непосредственно в реку. При тщательно проведенном анализе пробы до и после прохода трубопроводов подачи промышленно-хозяйственных бытовых стоков с левого берега р. Иртыш на биологические очистные сооружения, расположенные на правом берегу было обращено внимание на то, что воды правого берега р. Иртыш по окисляемости были намного выше чем середина и левый берег.
Забор исходной воды в верховье р. Иртыш показал, что повышения окисляемости при производстве питьевой воды не наблюдается.
При исследовании устья р. Омь, впадающей в р. Иртыш со стороны правого берега, пробы воды были темно-коричневого цвета. Выполненный анализ показал, что окисляемость воды составляет 70 мгО2/дм3. Проанализированы были все сбросы в пределах г. Омска в р. Омь. Нарушений по окисляемости в сбросных водах не обнаружено. Река Омь берет начало на юго-восточной окраине Васюганской равнины и, протекая через болотистую местность Новосибирской и Омской областей, в период половодья (с мая по июль) насыщается органическими веществами, что и явилось причиной повышения окисляемости воды р. Омь и правого берега р. Иртыш. Затем пошло снижение окисляемости воды рек Омь и Иртыша.
Повторное повышение окисляемости воды р. Омь преподнесла для омских ТЭЦ (№3, 4) в июне-июле 1995 г. Но причина была уже известна, исследования десятилетней давности вод р. Омь и р. Иртыш в 1995 г. помогли и будут помогать, потому что подобные сюрпризы периодически повторяются.
Таблица П 1.3
Ограничение качества воды, поступающей на ионообменную установку,
по составу и концентрации примесей, отравляющих иониты
| Наименование примеси и источник поступления | Воздействие на иониты | Предельные значения допустимой концентрации примесей, мг/дм3 |
| Взвешенные вещества (исходная вода) | Механически задерживаются ионитом, блокируют поверхность и обменные группы ионита. Увеличивают сопротивление слоя | 2–5 |
| Железо и его соединения (исходная вода; коагуляция солями железа, продукты коррозии) | Осаждение окислов и гидратов железа в слое, блокирование обменных групп | 0,1–0,3 |
| Алюминий и его соединения (коагуляция солями алюминия) | Осаждение гидратов алюминия, неполное связывание алюминия антионитом, возможно загрязнение и анионита. Ограничение производительности. Затруднение очистки ионитов. | 0,1 |
| Хлор, кислород, другие окислители (при использовании на стадии предварительной очистки воды) | Окисление и разрушение матрицы ионита, особенно гелевой структуры в присутствии железа и его соединений, катализирующих процесс | для катионитов – 0,1 для анионитов – 0,05 |
| Нефтепродукты (возвратные турбинные конденсаты) | Залипание поверхности ионита, что блокирует обменные центры и препятствует эффективной промывке и разделению ионитов | 0,5 |
| Органические вещества: гумусовые. Лигнин-сульфонаты, железо-гуминовые комплексы и др. (исходная вода) | Внедрение в матрицу, блокирование обменных групп. Появление амфотерных свойств, снижение обменной емкости, увеличение расхода воды на отмывку, ухудшение качества фильтрата и т.д., в особенности для анионитов гелевой структуры. | 5,0 мг О2/дм3 при обессоливании воды и сорбции анионов всех кислот анионитом типа АВ-17 (или его аналогом); 7,0 мг О2/дм3 при обессоливании воды и сорбции анионов слабых кислот анионитом типа АВ-17 |
Таблица П 1.4
Технологические характеристики карбоксильных катионитов
| Марка катионита | Массовая доля влаги, % | Насыпная масса, т/дм3 | Динамическая обменная емкость, моль/дм3 | Удельный расход воды на отмывку, м3/дм3 | Осмотическая стабильность, % |
| Сульфоуголь | 29-40 | 0,82 | 250-300 | - | |
| КМ-4П опытно-про-мышленная партия | 0,80 | 900-1100 | 99-100 | ||
| Амберлит JRC-76 | 54-58 | 0,75 | |||
| Дауэкс CCR-2 | 42-48 | 0,78 | |||
| Тульсион СХО-12 | - | 0,76 | |||
| Вофатит СА-20 | 45-55 | 0,75-0,85 | - | ||
| Варион КСО | 43-47 | 0,75-0,85 | |||
| Д 113 | - | - |
Примечание. Товарная форма карбоксильных катионитов – водородная.
Таблица П 1.5
Технологические характеристики сильнокислых катионитов
| Марка Катионита | Массовая доля влаги, % | Насыпная масса, т/дм3 | Динамическая обменная емкость**, моль/дм3 | Удельный расход воды на отмывку, м3/м3 | Осмотическая стабильность, % |
| КУ-2-8 | 50-60 | 0,80 | 400-500 | 8,0 | 95-96 |
| КУ-2-8н | 50-60 | 0,80 | 400-440 | 7,0 | 97-99 |
| КУ-23 | 55-70 | 0,70 | 350-420 | 5,0 | 92-94 |
| Варион КS | 45-50 | 0,80 | 385-440 | 8,0 | |
| Вофатит KPS | 45-50 | 0,80 | 440-460 | 6,0 | |
| Амберлит JR-120 | 44-48 | 0,80 | 500-530 | 8,0 | |
| Тульсион T-42 | 45-50 | 0,85 | 410-430 | 8,0 | |
| 001 7 | 45-55 | 0,75-0,85 | 9,0 |
Таблица П 1.6
Технологические показатели слабоосновных анионитов
| Марка ионита | Насыпная масса, т/м3 | Массовая доля влаги, % | Динамическая обменная емкость**, моль/дм3 | Расход воды на отмывку, м3/м3 | Осмотическая стабильность, % | Стойкость к отрицательно-му воздейст-вию природ-ных органи-ческих веществ*, балл |
| АН-31 | - | 1300-1500 | 9,0 | |||
| Вофатит АД-41(42) | 0,65 | 45-50 | 900-1200 | 8,0 | ||
| Тульсион А-2хМР | 0,65 | 50-60 | 9,0 | |||
| Дауэкс MWA-1 | 0,64 | 50-60 | 840-960 | 6,0 | ||
| Амберлит JRA-945 | 0,65 | 50-60 | 900-1000 | 7,0 | ||
| Амберлит JRA-67 | 0,65-0,75 | 56-62 | 15,0 | |||
| Д-301 | 0,62-0,72 | 50-60 | 8,0 | |||
| Леватит МР-64 | 0,60-0,70 | 5,0 | ||||
| Леватит АР-49 | 0,60-0,70 | 8,0 |
Примечания. Товарная форма слабоосновных анионитов при поставке – гидроксильная (кроме анионита АН-31 и анионитов типа Леватит МР-64, АР-49).
* – Условная оценка стойкости к отрицательному воздействию природных органических веществ, содержащихся в природных водах, по пятибальной системе: 2 – наихудшая оценка; 5 – наилучшая оценка (на основании результатов сравнительного исследования ВТИ).
** – Динамическая обменная емкость определена по раствору соляной кислоты
(табл. П 1.4–1.6).
Таблица П 1.7
Технологические показатели сильноосновных анионитов
| Марка ионита | Насыпная масса, т/м3 | Массовая доля влаги, % | Динамическая обменная емкость, моль/дм3 | Удельный расход воды на отмывку, м3/м3 | Осмотическая стабильность, % |
| Сильноосновные аниониты (тип 1) | |||||
| АВ-17-8 | 0,70 | 35-50 | 690-700 | 10,0 | 85-92,5 |
| АМ-8 | 0,70 | 30-60 | 700-720 | 10,0 | |
| АВ-17П | - | 40-60 | 11,0 | ||
| Вофатит SBW | 0,70 | 40-60 | 10,0 | ||
| Варион АТ-660 | 0,70-0,74 | 40-60 | 10,0 | ||
| Дауэкс SBR-(P) | 0,65 | 55-60 | 10,0 | ||
| Дауэкс 11 | 0,70 | 50-60 | 10,0 | - | |
| Сильноосновные аниониты (тип 1) | |||||
| Дауэко MSA-1 | 0,68 | 50-60 | 9,0 | ||
| Амберлит JRA-400 | 0,71 | 650-700 | 10,0 | ||
| Тульсион А-72(МП) | 0,68-0,71 | 50-60 | 620-710 | 6,0 | - |
| Сильноосновные аниониты (тип 2) | |||||
| Варион АД | 0,7-0,74 | 40-60 | 850-900 | 13,0 | |
| 700-800* | 8,0 | ||||
| Варион АДМ | 0,65-0,7 | 45-54 | 900-1000 | 13,0 | |
| 850-900* | 7,0 | ||||
| Акриловые аниониты смешанной основности | |||||
| Амберлит JRA-458 | 0,72 | 57-62 | 10,0 | ||
| 750* | 10,0 | ||||
| Амберлит JRA-478 | 0,71 | 57-63 | 16,0 | ||
| 1020* | 15,0 |
Таблица П 1.8
Удельный расход серной кислоты
для регенерации водород-катионитных фильтров первой ступени
| Качество воды после предварительной очистки | Удельный расход сер-ной кислоты с массовой долей 100 %, г/моль | |||
| К, ммоль/дм3 |  ммоль/дм3
| 
| |
| Первая ступень катионирования в одном фильтре прямоточная | катионит | сульфоуголь | ||
| менее 0,2 | менее 1,0 | |||
| 1,0-2,0 | ||||
| 0,2-0,4 | менее 1,0 | |||
| 1,0-2,0 | ||||
| 0,4-0,6 | менее 1,0 | |||
| 1,0-2,0 | ||||
| 0,6-1,0 | менее 1,0 | |||
| Катионит КУ-2 или импортные аналоги | ||||
| 0,1-0,1 | менее 2,5 | менее 1,0 | ||
| 2,5-5,0 | менее 0,5 | |||
| 0,5-1,0 | ||||
| 5,0-10,0 | менее 0,3 | |||
| 0,3-0,5 | ||||
| 0,5-1,0 | ||||
| 10,0-15,0 | менее 0,2 | |||
| 0,2-0,3 | ||||
| 0,3-0,5 | ||||
| 0,5-0,6 | ||||
| Первая ступень катионирования в двух жестко-спаренных фильтрах; ступенчато-противоточная регенерация | Сульфоуголь в предвключенном и основном фильтрах | |||
| менее 0,2 | менее 2,0 | |||
| 2,0-4,0 | ||||
| 0,2-0,4 | менее 2,0 | |||
| 2,0-4,0 | ||||
| 0,4-0,6 | менее 2,0 | |||
| 2,0-4,0 | ||||
| 0,6-0,8 | менее 4,0 | |||
| 0,8-1,0 | менее 4,0 | |||
| Сульфоуголь (65 % объема) – в предвключенном; КУ-2 (35 % объема) – в основном фильтрах | ||||
| менее 0,2 | менее 2,0 | |||
| 2,0-4,0 | ||||
| 4,0-6,0 | ||||
| 0,2-0,4 | менее 2,0 | |||
| 2,0-4,0 | ||||
| 4,0-6,0 | ||||
| 0,4-0,6 | менее 2,0 | |||
| 2,0-4,0 | ||||
| 4,0-6,0 | ||||
| 0,6-0,8 | менее 3,0 | |||
| 3,0-6,0 | ||||
| 0,8-1,0 | менее 6,0 | |||
| Катионит КУ-2 в предвключенном и основном фильтрах (соотнош. 1:1) | ||||
| 0,1-1,0 | менее 5,0 | |||
| 5,0-10,0 | ||||
| 10,-15,0 |
Таблица П 1.9
Нормы расхода ионитов и фильтрующих материалов
при эксплуатации водоподготовительных установок и конденсатоочисток
| Наименование типа загрузки | Усредненный годовой расход материала, в процентах от количества, находящегося в эксплуатации | ||
| вследствие истирания и осмотического износа | вследствие потери обменной емкости | общий ежегодный расход | |
| Сульфоуголь в установках: водоподготовки; конденсатоочистки (БОУ) | - - | ||
| Катионит КУ-2 и его импортные аналоги в установках: водоподготовки; очистки горячего производственного конденсата | - - | ||
| Конденсатоочистки БОУ: при гидразинно-аммиачном ВХР; при нейтральном, комбинированном ВХР | - - | ||
| Анионит типа АВ-17-8 и его импортные аналоги в установках: водоподготовки; конденсатоочистки БОУ при гидразинно-аммиачном ВХР; при нейтральном, комбинированном ВХР | |||
| Антрацит в установках водоподготовки | - | ||
| Сополимер в установках БОУ | - |
Таблица П 1.10
Норма расхода анионитов, используемых при эксплуатации
анионитных фильтров первой ступени
| Причины досыпки и замены | Усредненный годовой расход ионита на досыпку и замену в процентах от количества, находящегося в эксплуатации | ||
| Слабоосновные аниониты | Сильноосновные аниониты | ||
| АН-31 | АН-511 и его импортные аналоги | ||
| 1. Истирание и осмотический износ анионита в зависимости от интенсивности эксплуатации, обусловленной частотой регенерации в год: до 50; 50–100; 100–125; 125–150; более150 | - - - - | - - - - | |
| 2. Снижение обменной емкости вследствие необратимого отравления органическими веществами, в зависимости от их концентрации в Н-катио-нированной воде (по показателю перманганатной окисляемости): до 3 мг 0/дм3; 3,0-5,0 мг 0/дм3; 5,0-10,0 мг 0/дм3 |
Примечание. Ежегодный расход анионитов на досыпку и замену определяется суммой показателей п.п. 1 и 2 табл. П 1.10 для конкретных условий эксплуатации.
Таблица П 1.11
Удельный расход гидроокиси натрия (ГОСТ 2263-79)
на анионирование воды при химическом обессоливании
| Показатели | 
| Удельный расход гидроокиси натрия с массовой долей 100 %, г/моль |
| Одноступенчатое анионирование воды, «упрощенные» схемы обессоливания | ||
| Анионирование в одном фильтре (анионит АВ-17 или его аналоги) прямоточная регенерация | менее 0,06 | |
| 0,05-0,10 | ||
| 0,10-0,15 | ||
| 0,15-0,20 | ||
| 0,20-0,30 | ||
| Анионирование в двух жесткоспаренных фильтрах, ступенчато-противоточная регенерация (анионит АВ-17) | менее 0,05 | |
| 0,05-0,10 | ||
| 0,10-0,15 | ||
| 0,15-0,20 | ||
| 0,20-0,25 | ||
| 0,25-0,30 | ||
| Двухступенчатое анионирование воды, «развернутые» схемы обессоливания | ||
| Параллельное включение фильтров в схему | менее 0,10 | |
| 0,10-0,20 | ||
| 0,20-0,30 | ||
| 0,30-0,60 | ||
| Блочное включение фильтров в схему | менее 0,05 | |
| 0,05-0,10 | ||
| 0,10-0,20 | ||
| 0,20-0,30 | ||
| 0,30-0,60 |
Примечание. 
Таблица П 1.12
Удельный расход поваренной соли при работе
по обычной и ступенчато-противоточной технологии
| Показатели | Удельный расход соли, г/моль | Среднегодовое солесодер-жание исходной воды, мг/дм3 | Среднегодовая общая жесткость исходной воды, мг/дм3 | |
| обычная технология | ступенчато-проти-воточная технология | |||
| Натрий-катионитовый фильтр первой ступени; одноступенчатое натрий-катионирование | Сульфоуголь | |||
| 2,2 - 6,0 | ||||
| 3,2 - 6,6 | ||||
| 3,8 - 8,2 | ||||
| 5,6 - 9,4 | ||||
| 6,1 - 9,5 | ||||
| 6,2 - 9,5 | ||||
| 7,1 - 13,0 | ||||
| 7,5 - 14,0 | ||||
| 11,5 - 14,0 | ||||
| 13,0 - 14,0 | ||||
| КУ-2 или его аналоги | ||||
| 5,6 - 9,4 | ||||
| 6,1 - 9,5 | ||||
| 6,2 - 9,5 | ||||
| 7,5 - 14,0 | ||||
| 11,0 - 14,0 | ||||
| 13,0 - 14,0 | ||||
| 13,5 - 15,0 | ||||
| Сульфоуголь | ||||
| Натрий-катионитовый фильтр последовательного и совместного водород-натрий-катиони-рования | - | - |
Таблица П 1.13
Удельный расход поваренной соли при работе противоточного
натрий-катионитного фильтра, натрий-катионитного фильтра второй ступени
и фильтра для умягчения конденсатов
| Показатели | Удельный расход соли, г/моль | Среднегодовое солесодержание исходной воды, мг/дм3 | Среднегодовая общая жесткость исходной воды, мг/дм3 | |
| Сульфоуголь | ||||
| Противоточный натрий-катионитный фильтр | До 500 | До 9,4 | ||
| Катионит КУ-2 или его аналоги | ||||
| До 500 | До 9,4 | |||
| До 900 | До 10,0 | |||
| Натрий-катионитный фильтр второй ступени | С
Поиск по сайту©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование. Дата создания страницы: 2017-03-31 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных |
Поиск по сайту: Читайте также: Деталирование сборочного чертежа Когда производственнику особенно важно наличие гибких производственных мощностей? Собственные движения и пространственные скорости звезд |