Для снижения агрессивности добавочной воды и улучшения качества сетевой воды по цветности и содержанию железа необходимо проводить ряд мероприятий.
1. Следует осуществлять подвод воды в нижнюю часть баков-аккумуляторов на высоте около 1 м над днищем через разветвленную систему труб (V-образную или кольцеобразную) со щелями; частота и размер щелей должны обеспечить равномерность распределения воды по сечению бака.
2. Для предотвращения заражения атмосферным кислородом воды в баках-аккумуляторах целесообразно выполнять паровую герметизацию (не подводя пара в объем бака во избежание появления избыточного давления).
Применение насыщенного пара или перегретой воды для создания «паровой подушки» в баках-аккумуляторах может получить широкое распространение в открытых системах теплоснабжения большой производительности. Для баков-аккумуляторов крупных габаритов, например 5000 м3, названный способ защиты может быть целесообразнее, чем использование покрывающих жидких пленок.
Специальные наблюдения, проведенные в котельной г. Зеленограда за качеством воды, поступающей из баков-аккумуляторов (температура 70 °С, емкость 1000 м3) в теплосеть, показали, что «паровая подушка» позволяет предохранить воду от заражения атмосферным кислородом.
3. Нормы качества подпиточной воды по кислороду и свободной углекислоте надежно могут быть обеспечены с помощью двухступенчатых вакуумных деаэраторов (с барботажем пара).
4. В ряде случаев как временная мера для коррекции водного режима тепловых сетей может быть применено подщелачивание подпиточной воды. При повышении рН сетевой воды снижается содержание железа и связывается свободная углекислота, остающаяся в воде из-за неполного ее удаления в деаэраторах или поступающая с воздухом из аккумуляторных баков.
Корректирующим реагентом может служить едкий натр в соответствии с реакцией.
|
Для нейтрализации 44 мг СО2/дм3 требуется 40 мг NaOH/дм3, стехиометрический коэффициент 0,9.
Подачу насоса-дозатора (кубических дециметров в час) перекачивающего раствор щелочи, следует определять из соотношения
|
где k – стехиометрический коэффициент, равный 0,9; G – количество добавочной воды, м3/ч; Ссо2 – содержание свободной углекислоты, г/м3; CNaOH – концентрация нейтрализующего раствора щелочи, г/дм3.
Осуществление этого способа обработки подпиточной воды на одной из ТЭЦ позволило снизить содержание свободной углекислоты в подпиточной воде в 3 - 4 раза, а в сетевой – почти в 2 раза при повышении рН до 8,5. Значение рН контролировалось регистрирующими приборами ПВУ-5256 и М-160 с проточным датчиком ДПр-5315.
5. Для предотвращения периодического появления продуктов коррозии в сетевой воде рекомендуется проводить ежегодные водовоздушные промывки местных систем отопления. Опыт применения этих промывок в системе Ленэнерго подтверждает их целесообразность. Необходимо подвергать промывкам по крайней мере 30 % общего количества местных систем отопления.
6. Обеспечение надежного водного режима тепловых сетей зависит от организации химического контроля за качеством подпиточной и сетевой воды. Пробоотборные линии (и охладители проб) должны быть изготовлены из нержавеющей стали.
5.5.4. Особенности водно-химического режима при эксплуатации
водогрейных котлов, сжигающих мазутное топливо
При продолжительной работе водогрейных котлов, сжигающих мазут, наблюдались случаи образования значительных отложений (несколько килограммов на квадратный метр) на внутренней поверхности конвективных и экранных труб. Анализ причин этого серьезного нарушения показал, что при сжигании мазута возникают высокие тепловые напряжения и, как следствие, пристенное кипение воды, чему способствует сокращение расхода воды через котел ниже номинального, снижение давления воды в котле [10·105 Па (10 кгс/см2 и менее)], неналаженный топочный режим, приводящий к тепловым перекосам в панелях котла, а также гидравлические развертки в трубах, особенно при сниженных расходах воды.
Для котлов ПТВМ-100 при двухходовой схеме его включения номинальный расход воды составляет 2140, минимальный 1500 т/ч. Большая разница между этими расходами воды, указанными в паспорте котла, создает условия для психологического оправдания – «временно поработать» на сниженной нагрузке, например при 1800 т/ч с температурой нагрева воды до 140–150 °С. При сжигании мазута, создающего наиболее высокие удельные тепловые потоки, такой режим работы неминуемо приведет к образованию накипи на внутренних поверхностях нагрева водогрейных котлов при всех типовых схемах водообработки, кроме Na-катионирования.
Причиной накипеобразования в этой ситуации является возникновение пристенного кипения, т. е. такого кипения, при котором паровые пузыри, образующиеся на тепловыделяющей поверхности, при отрыве конденсируются в объеме недогретой до насыщения воды. Этот вид кипения, который иногда называют поверхностным, является следствием перехода теплоэнергетики на высокофорсированные поверхности теплообмена с высокими удельными тепловыми потоками. Но это не означает, что высокие удельные тепловые потоки обязательно должны приводить к пристенному кипению. Для его возникновения необходимо нарушение сочетания ряда физических факторов: удельного теплового потока, скорости движения среды, давления среды, недогрева среды до температуры насыщения.
Разработчиками водогрейных котлов был предусмотрен такой выбор их эксплуатационных параметров, которые обеспечивали бы отсутствие пристенного кипения, интенсифицирующего массообмен и требующего высокого качества теплоносителя для бесперебойной работы тепловыделяющих поверхностей. Было показано, что если сжигается газ, отсутствие этого вида кипения при номинальных нагрузках возможно при давлении в котле 10·105 Па. Опыт эксплуатации подтвердил правильность выбора параметров работы водогрейных котлов, если в качестве топлива используется газ.
В последние годы на ряде объектов в связи с переходом на сжигание мазута отмечены случаи интенсивного накипеобразования в экранных трубах (в зоне «холодной воронки» и в зоне максимальных тепловых потоков) и конвективных трубах нижнего конвективного пучка (в первом по ходу газов ряду труб нижнего конвективного пакета). За отопительный сезон на каждом квадратном метре поверхности образовывалось несколько килограммов накипи, содержащей соединения кальция, магния, кремнекислоты, сульфатов и железа. Если в качестве подпиточной применяли подкисленную серной кислотой воду, то сульфатов было больше, чем при использовании воды, обработанной посредством Н-катионирования с голодной регенерацией.
В многолетней практике эксплуатации водогрейных котлов не встречалось ранее отложений подобного рода. При редких нарушениях в технологии очистки добавочной воды появлялись отложения карбонатного и железо-карбонатного типов, однако в них отсутствовали соединения магния, кремнекислоты и сульфатов, которые хорошо растворимы в воде в условиях работы водогрейных котлов. При кипении воды происходит интенсивное концентрирование примесей и создаются условия для образования труднорастворимых соединений, не удаляемых при обычных промывках растворами соляной кислоты.
Проведенные испытания водогрейного котла ПТВМ-100 на одной из ТЭЦ при нагрузках, близких к номинальной, и сжигании мазута показали, что в течение трех недель работы образовались отложения в количестве 0,4–2,0 кг/м2, в составе которых содержались кремнекислота, сульфаты и магний. Замеры температуры внутренней стенки экранных и конвективных труб показали, что она достигает 190–204 °С при средней температуре воды на выходе из котла 150 °С. Важным «открытием» явилось и то, что в этих условиях температура воды на выходе из труб первого ряда нижнего конвективного пакета составляла 160 °С. Указанные испытания, а также обследования показали, что эксплуатация подавляющего числа водогрейных котлов осуществляется при рабочем давлении в них максимум 10·105 Па, которому соответствует температура насыщения 180 °С. Большие удельные тепловые потоки при сжигании мазута и недостаточно высокие давления и расходы воды через котел приводят к образованию паровых пузырей при нагрузках, близких к номинальной.
Поверхностное кипение, характеризующееся высокой интенсивностью массообмена у стенки обогреваемой трубы, способствует высокому концентрированию раствора в центрах парообразования. Концентрирование растворов на границе раздела фаз происходит у корня парового пузыря.
Уменьшению интенсивности пристенного кипения способствует повышение давления и скорости движения воды, снижение температуры воды до 150 °С и менее, а отказ от мазута и переход на другой вид топлива могут полностью устранить его.
Важно отметить, что пристенное кипение воды в водогрейных котлах приводит к выпадению практически всех солей жесткости в виде карбонатов, сульфатов и силикатов.
Для решения проблемы надежной работы водогрейных котлов необходимо предотвратить возникновение пристенного кипения, ограничить неорганизованный разбор горячей воды в закрытых системах теплоснабжения, а проектным организациям обоснованно выбирать схемы водоподготовки для тепловых сетей.
5.6. Проверка эффективности проводимых на ТЭС, котельных
водно-химических режимов
Проверка эффективности проводимого на ТЭС, котельных водно-химического режима производится на основании данных текущего химического контроля качества питательной и котловой воды и пара, а также путем периодического контроля за состоянием внутренней поверхности барабанов, труб (парогенераторов, конденсаторов и теплообменников) и проточной части турбин. Контроль за динамикой загрязнений внутренних поверхностей парогенераторов накипно-шламовыми отложениями необходим: а) для установления продолжительности рабочей кампании парогенератора между очередными химическими очистками его; б) определения эффективности проводимого коррекционного фосфатного режима котловой воды и установления сроков необходимой очистки парогенераторов от накипи; в) определения толщины накипи и состояния защитной окисной пленки на внутренних поверхностях труб; г) проверки эффективности механических и кислотных очисток парогенератора.
При каждой остановке парогенератора на капитальный ремонт производится выборочное шарошение контрольных труб различных поверхностей нагрева парогенератора. Отложения, отделившиеся при выборочной очистке или обстукивании отдельных труб, тщательно собираются и взвешиваются. Соотнеся количество собранной накипи в граммах к внутренней площади трубы в квадратных метрах, получают удельную загрязненность трубы отложениями (г/м2). Собранные отложения подвергаются химическому и фазовому анализу. Описанный метод, однако, не дает представления о распределении отложений по длине трубы. Более надежным является измерение толщины накипно-солевых отложений с помощью индикатора, снабженного электрическим сигнализатором контакта иглы индикатора с металлической стенкой.
Для определения местоположения и толщины отложений в парообразующих трубах в местах, недоступных визуальному осмотру, применяются разнообразные типы и конструкции приборов, используемых для дистанционного обнаруживания этих отложений. С их помощью эксплуатационный персонал имеет возможность за короткий период остановки котла проверить состояние внутренних поверхностей большого количества парообразующих труб и выявить местоположение опасных участков.
Дистанционные индикаторы отложений используют методы радиографии с гамма-просвечиванием, а также ультразвуковую либо магнитную дефектоскопию, которая базируется на принципе изменения напряженности магнитного потока в магнитной цепи между полюсным наконечником зонда прибора и металлом исследуемой трубы. Об отложениях в проточной части паровых турбин можно судить также по приросту давления на упорный подшипник турбины и увеличению давления пара в контрольной ступени турбины. Наиболее полное представление о заносе проточной части дает осмотр вскрытой турбины. Отобранные при этом осмотре образцы отложений подлежат химическому, рентгенографическому и кристаллооптическому анализам.
Наблюдение за протеканием коррозии энергетического оборудования паротурбинных электростанций должно проводиться регулярно и по унифицированным методам, обеспечивающим возможность обобщения наблюдений, проводимых на различных электростанциях. С этой целью ввариваются контрольные участки труб и устанавливаются специальные индикаторы коррозии, подвергаемые длительному воздействию рабочей среды.
Интенсивность равномерной и частично язвенной коррозии трубопроводов питательной и химически обработанной воды, конденсатопроводов, коллекторов водяных экономайзеров и регенеративных подогревателей может быть с известной степенью условности выявлена с помощью индикатора, представляющего собой набор тщательно отполированных и обезжиренных дисков, изготовленных из того же металла, что и оборудование исследуемого участка тракта питательной воды. Индикатор устанавливается во время капитального ремонта в трубопроводе питательной воды или во входном коллекторе водяного экономайзера на срок 6 - 12 месяцев. Во время следующего капитального ремонта индикатор извлекается, высушивается и взвешивается, после чего диски тщательно очищаются от продуктов коррозии и снова взвешиваются. Потеря в весе переводится в годовую скорость равномерной коррозии металла. Глубина язвин в зависимости от размеров контрольных пластин измеряется стационарными либо переносными глубиномерами.
Наличие межкристаллитных трещин в котельном металле может быть обнаружено при помощи магнитной и ультразвуковой дефектоскопии, гамма- и рентгеноскопии металла заклепочных швов и вальцовочных соединений, что позволяет выявить необходимость ремонта парогенераторов или возможность дальнейшей их работы.
Контрольные вопросы
1. Сущность физико-химических внутрикотловых процессов.
2. Перечислите условия процессов образования отложений в котлах и влияние на них ВХР.
3. Для чего производится аминирование и гидразинная обработка питательной воды?
4. Причины загрязнения пара и способы их удаления.
5. Сущность капельного и избирательного уноса.
6. Для чего применяется продувка котлов?
7. Как вы понимаете ступенчатое испарение и промывку пара?
8. Кратко объясните ВХР паровых турбин.
9. За счет каких мероприятий выдерживается рациональный водный режим конденсаторов турбин?
10. Укажите основные задачи ВХР тепловых сетей.
11. Особенности ВХР эксплуатации водогрейных котлов, сжигающих мазутное топливо.
12. Как определяется эффективность проводимых на ТЭС, котельных ВХР?
Часть III
Случаи аварийных ситуаций в теплоэнергетике
из-за нарушений водно-химического режима
В этой части пособия представлено краткое описание наиболее необычных и сложных случаев нарушений водно-химического режима, приведших к аварийным ситуациям теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей.
Авторы приводят также свои соображения о возникновении причин нарушения водно-химического режима и влиянии этих нарушений на надежность, экономичность, экологичность работы объектов малой и большой теплоэнергетики.
Большая часть приведенных описаний аварий и неполадок до настоящего времени в широкой печати не публиковалась.
Цель публикуемого материала ознакомить и передать студентам теплоэнергетических профессий, будущим молодым техническим специалистам практический пятидесятилетний опыт работы в энергетике Г.П. Сутоцкого*, издавшего в 1993 г. книгу «100 случаев аварийных ситуаций в теплоэнергетике по вине водно-химического режима», а также Э.П. Гужулева, одного из авторов учебного пособия, проработавшего более сорока лет в теплоэнергетическом, нефтехимическом комплексе Омского региона, в основном в части водоподготовки и водно-химических режимов, чтобы они не повторяли ошибок старшего поколения.
Кроме того, раздел рассчитан на специалистов, работающих в области как станционной, так и промышленной энергетики, связанных с вопросами повышения надежности энергооборудования ТЭС, объектов промышленной теплоэнергетики и тепловых сетей.
 |
* Г.П. Сутоцкий – доктор технических наук, зав. отделом ВТИ России, специалист по водоподготовке и водно-химическим режимам теплоэнергетического оборудования среднего и низкого давления, издаший Справочник по данному теплоэнергетическому оборудованию.
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, вынуждены были 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 водных промывок 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 оказались достаточными 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 невозможности 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.
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 химлабораториии 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 пульпой 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 
СаСО3+Н2О+СО2.
 |
Случай 4. Из-за высоких 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.