К.т.н. В.В. Солодянников, директор по научной работе, В.В. Васильев, технический директор, О.В. Цабилев, начальник технического отдела, ООО «СВТ», г. Самара; к.т.н. И.И. Суров, заместитель генерального директора, И.С. Ефимов, инженер, ЗАО «Витязь»; к.т.н. А.А. Гришин, заместитель председателя подкомитета по международному сотрудничеству науки и инновациям комитета ТПП РФ по промышленному развитию, г. Москва; Д.В. Беляков, начальник ЦХС, Р.Р. Калабина, инженер ЦХС, ОАО «Волжская ТГК», г. Самара; Л.В. Аносова, начальник химической лаборатории, Ульяновская ТЭЦ-1 филиал ОАО «Волжская ТГК», г. Ульяновск; С.В.Гужев, заместитель начальника котельного цеха, Ульяновская ТЭЦ-3 филиал ОАО «Волжская ТГК», п. Белый ключ, Ульяновская обл.; В.Г. Седых, начальник химического цеха, Тольяттинская ТЭЦ филиал ОАО «Волжская ТГК», г. Тольятти, Самарская обл.
Постановка вопроса
К одному из наиболее перспективных методов повышения эффективности теплоснабжения относится коррекционная обработка подпи- точной и сетевой воды реагентами, обладающими способностью предотвращать процессы на- кипеобразования и коррозии.
Задачами коррекционной обработки в общем случае являются:
■ предотвращение образования накипи и отложений на внутренних поверхностях нагрева теплообменного оборудования и трубопроводах без изменения качественного состава исходной воды;
■ снижение скорости коррозии конструкционных материалов трубопроводов и оборудования до уровня слабой коррозии как в процессе осенне-зимних нагрузок, так и в периоды летнего останова;
■ снижение или полное исключение солевых сбросов;
■ сокращение объемов водопотребления и водоотведения;
■ сокращение потерь тепловой энергии со стоками;
■ применение реагентов, отвечающих санитарным и экологическим требованиям безопасности;
■ упрощение технологии приготовления подпиточной воды, и вместе с тем сокращение количества оборудования, требующего дорогостоящих ремонтов, включая пополнение и замену ионообменных материалов;
■ упрощение схем хранения реагентов и приготовления их рабочих растворов с исключением возможностей нарушения санитарных требований; особенно это важно для схем теплоснабжения с открытым разбором горячей воды.
К настоящему времени сделаны первые шаги в решении указанных проблем, главной задачей которых был поиск реагентов, предупреждающих образование отложений солей жесткости.
С этой целью в качестве корректирующих реагентов использованы органические фосфонаты, разработан и испытан в лабораторных и промышленных условиях ряд композиций на их основе [1].
Применение ряда известных реагентов возможно лишь при ограничении температуры подогрева сетевой воды в схемах с водогрейными котлами до 110 ОС и в схемах с подогревателями без огневого обогрева до 130 ОС. Кроме того, ограничено качество воды по карбонатному индексу величиной 8 (мг-экв/дм3)2.
Указанные ограничения не всегда приемлемы в реальных условиях и требуют дополнительных мероприятий для их осуществления.
В настоящее время появился ряд реагентов, которые способны снять эти ограничения, одним из таких реагентов является «Гилуфер-422» (немецкой фирмы). По данным изготовителя реагента — это водный раствор натрийфосфонобу- тантрикарбоксилата и натрийполикарбоксила- та. Реагент относится к классу термостабильных ингибиторов накипеобразования. Он обладает стабилизирующими и диспергирующими свойствами.
К особенностям рассматриваемого реагента относятся такие важные показатели, как:
■ рН=7-8;
■ высокая экологическая и санитарная безопасность — ПДК в питьевой воде 10 мг/дм3;
■ высокая концентрация основного продукта в товарном продукте;
■ высокая термостойкость реагента в воде — до 160 ОС;
■ поставка реагента осуществляется в мерниках, что исключает необходимость в сложных схемах получения, хранения и приготовления рабочих растворов;
■ действие основано на «тресхоульд»-эффекте, как «тресхоульд»-стабилизаторе, что обуславливает потребность в меньшей дозе реагента, а не пропорционально концентрации накипеобразующих веществ.
Результаты промышленных испытаний
Ниже приводятся результаты промышленных испытаний схем коррекционной обработки сетевой и подпиточной воды рассматриваемым реагентом на Тольяттинской ТЭЦ и двух Ульяновских ТЭЦ, включенных в систему централизованного теплоснабжения с закрытым и открытым разбором горячей воды.
Для дозирования реагентов применены станции дозирования. Принципиальная схема такой станции приведена на рис. 1.
В качестве индикатора скорости потока на Тольяттинской ТЭЦ и Ульяновской ТЭЦ-3 использованы штатные расходомеры, на Ульяновской ТЭЦ-1 — сенсорный датчик марки Fip F 111.
Поставка реагента осуществляется в мернике, имеющем расходную шкалу и устройство для забора реагента. Поэтому мерник является, по сути, частью схемы. Реализация метода не требует сложных технологических схем и периодически действующего оборудования — исключаются процессы регенерации. Для его осуществления необходим лишь автоматически действующий узел дозировки реагента. Управление производительностью насосов-дозаторов осуществляется по расходу подпиточной воды, т.е. пропорционально. Реагенты поставляются в баках-мерниках разового пользования, которые не возвращаются поставщику. Затрат воды на собственные нужды не требуется.
Тольяттинская ТЭЦ включена в схему теплоснабжения г. Тольятти. Схема теплоснабжения с закрытым разбором горячей воды. Подогрев сетевой воды осуществляется в бойлерах. Подпиточная вода проходит деаэрацию в деаэраторах атмосферного типа. Объем теплосети составляет 70 тыс. м3.
Проектная установка по приготовлению подпиточной воды для теплосети включает: осветление методом седиментации с известкованием и коагуляцией в осветлителях; механическую фильтрацию на фильтрах, загруженных антрацитовой крошкой; одноступенчатое умягчение в Na-катионитных фильтрах. В поток подпиточной воды добавляется загрязненный конденсат тепловой схемы ТЭЦ.
Проектная производительность — 410 т/ч.
В качестве реагентов применяются: известь, сернокислое железо и поваренная соль. Продукты регенерации фильтров отводятся в систему канализования производственных стоков. Исходной водой служит техническая вода из циркуляционной системы охлаждения ТЭЦ.
Показатели качества исходной воды: общая жесткость — 3,3-5,3 мг-экв/дм3; кальциевая жесткость — 2,2-3,5 мг-экв/дм3; щелочность — 2,23,2 мг-экв/дм3; железо общее — 0,07-0,2 мг/дм3; индекс карбонатный — 4,8-11,5 (мг-экв/дм3)2; водородный показатель pH — 6,9-7,2.
Перевод на коррекционную обработку сетевой и подпиточной воды был осуществлен в январе 2003 г Совместно с ОАО «Всероссийский теплотехнический институт» концентрации реагента для условий работы Тольяттинской ТЭЦ приняты следующие:
■ в период отопительного сезона (октябрь — апрель) на уровне 6-7 мг/дм3, т.к. температура сетевой воды не превышает 130 ОС;
■ в весенний, летний и осенний периоды (с мая по октябрь) — на уровне 2-4 мг/дм3;
■ среднее годовое значение концентрации реагента в сетевой воде 5 мг/дм3.
В период реконструкции из проектной схемы были исключены узел осветления с осветлителями и Na-катионитные фильтры, фильтры механической очистки оставлены в схеме.
Основной контроль эффективности коррекционной обработки оценивается по состоянию теплопередающих поверхностей бойлеров и температурному напору.
В первые периоды эксплуатации отмечалось, что отложения на теплопередающих поверхностях отсутствуют (имелись незначительные отложения окислов железа), роста температурных напоров и гидравлических перепадов не наблюдается, в коррозионном отношении поверхости в удовлетворительном состоянии.
Однако, начиная с 2006 г., начали поступать сообщения о наличии в бойлерах отложений, представляющих собой наносные окислы железа буро-коричневого цвета. Отложения слабо сцеплены с металлом трубок бойлеров и удаляются обычной промывкой. Толщина отложений до 1-1,5 мм. Температурный напор вырос на отдельных бойлерах до 20-25 ОС.
Для выяснения причин образования отложений был выполнен анализ изменения концентрации ингибитора и железа в сетевой воде в период отопительного сезона 2007-2008 гг., которые показаны на рис. 2 и 3.
Средние значения концентраций реагента в прямой и обратной сетевой воде за период с сентября 2006 г. по май 2007 г. составили 3 и 2,7 мг/дм3 соответственно.
Из рис. 3 видно, что после летнего останова при включении в работу тепловых сетей наблюдается резкое повышение концентрации железа в сетевой воде.
В период пуска тепловых сетей после летнего останова концентрация железа в сетевой воде достигала 2,2 мг/дм3. Снижение концентрации железа в дальнейшем шло постепенно и стабилизировалось на уровне 0,25-0,3 мг/дм3 после примерно четырех месяцев работы.
Из полученных результатов были сделаны следующие выводы:
■ недостаточная концентрация ингибитора в сетевой воде;
■ основное поступление окислов железа происходит в период включения отопительных систем в работу после летнего останова;
■ длительная отмывка отложений;
■ коррозия стальных материалов в период работы не наблюдается.
Ульяновские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3 являются теплоисточниками в схеме теплоснабжения с открытым разбором горячей воды г. Ульяновска. Объем тепловых сетей составляет 57,875 тыс. м3.
Проектный расход подпиточной воды на Ульяновской ТЭЦ-1 равен 3 тыс. м3/ч, фактический расход не превышает 1,6 тыс. м3/ч; на Ульяновской ТЭЦ-3 — 1118 и 230 м3/ч соответственно.
Исходной водой служит вода питьевого качества городского водопровода.
Показатели качества исходной воды:
■ общая жесткость — 3,2-4,9 мг-экв/дм3;
■ кальциевая жесткость — 2,3-3,6 мг-экв/дм3;
■ щелочность 1,5-2,7 мг-экв/дм3;
■ железо общее 0,055-0,06 мг/дм3;
■ индекс карбонатный — 2,5-9,7 (мг-экв/дм3)2;
■ водородный показатель pH — 6,9-7,2.
По существующей схеме исходная водопроводная вода из городского водопровода поступает в турбинный цех, где ее подогревают до 3540 ОС и направляют в химический цех. В химическом цехе осуществляется декарбонизация и коррекционная обработка воды ингибитором отложений минеральных солей ИОМС-1. Деаэрация подпиточной воды осуществляется в вакуумных деаэраторах.
При превышении карбонатного индекса выше 8 осуществляется подкисление для разрушения бикарбонатов. При необходимости, если удаление свободного CO2 в декарбонизаторе недостаточно, осуществляют подщелачивание подпиточной воды раствором каустической соды.
На Ульяновской ТЭЦ-1 подогрев сетевой воды осуществляется в подогревателях поверхностного типа и при необходимости в пиковых водогрейных котлах ПТВМ-100.
На Ульяновской ТЭЦ-3 подогрев сетевой воды осуществляется в котлах КВТК-100-150.
Отличительные особенности включения в работу пиковых водогрейных котлов следующие:
■ котлы Ульяновской ТЭЦ-1 постоянно находятся на протоке сетевой воды;
■ котлы Ульяновской ТЭЦ-3, не находящиеся в работе, консервируются паром насыщенным Армином-НТ, опорожняются и отключаются от сети [3].
В 2008 г. была произведена замена ингибитора коррекционной обработки подпиточной и сетевой воды марки «ИОМС-1» на ингибитор марки «Гилуфер-422».
Целями замены являлись: повышение ограничения нагрева сетевой воды со 110 до 130 ОС с включением пиковых водогрейных котлов; повышение допустимого карбонатного индекса; упрощение схемы хранения и приготовления рабочего раствора реагента; увеличение диапазона допустимых концентраций реагента в сетевой воде по санитарным и экологическим условиям с 4 до 10 мг/дм3.
Рекомендованные концентрации ингибитора в сетевой воде приведены в табл. 1.
Таблица 1. Рекомендованные концентрации ингибитора в сетевой воде.
Температура подогрева воды, °С
Карбонатный индекс, (мг-экв/дм3)2
Концентрация,
мг/дм3
90
3-6
2
90
6-8
4
90
>8
5
110
3-6
4
110
6-8
5
110
>8
6
130
3-6
6
130
6-8
7
130
>8
8
150
3-6
7
150
6-8
8
150
>8
9
160
во всем диапазоне
10
Динамика изменения концентрации ингибитора и железа в период с октября 2008 г. по февраль 2009 г. в основных потоках приведены на рис. 4 и 5.
Температура сетевой воды в этот период достигала 130 ОС (февраль 2009 г.), индекс карбонатный в воде всей системы теплоснабжения изменялся до 6 (мг-экв/дм3)2.
На рис. 5 приведены концентрации ингибитора в воде восточной тепловой сети. Хронологические изменения концентрации ингибитора в водах западной сети аналогичны.
Стабилизация концентрации ингибитора была достигнута в декабре 2008 г После декабря концентрация практически сравнялась в исходной воде и воде аккумуляторного бака, что говорит о хорошей управляемости коррекционной обработки. Разница концентраций в подпиточной и сетевой воде составляет ~1 мг/дм3.
Причиной этого является некоторая несогласованность в дозировках ТЭЦ-1 и ТЭЦ-3.
Из рис. 5 видно, что основное поступление окислов железа приходится на период «разворота» тепловой сети — октябрь месяц. Концентрация окислов железа снижается к ноябрю месяцу. Однако разность (~ 100 мкг/дм3) остается постоянной предположительно за счет коррозии.
Причиной отличия в динамике изменения концентраций железа, приведенных на рис. 3 и 5, является постоянно низкая концентрация ингибитора в сетевой воде г. Тольятти.
Таблица 2. Отложения на экранных трубах, находящихся в течение нескольких периодов эксплуатации.
Наименование
Образца
Отложения, г/м2
Скорость,
г/м2-ч
до отопительного сезона
после отопительного сезона
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.ФЭ
800
784
-0,003
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.3Э
780
1040
0,051
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.3Э
780
670
-0,021
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.ПБЭ
800
1271
0,092
Ул.ТЭЦ-1.ВК-1.ФЭ
80
264
0,036
Ул.ТЭЦ-1.ВК-1.3Э
79
383
0,059
Ул.ТЭЦ-1. ВК-1.ПБ
686
1039
0,069
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.ФЭ
842
1107
0,297
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.ЗЭ
658
774
0,13
Уп.ТЭЦ-3.ВК-3.ПБЭ
755
773
0,02
Ул.ТЭЦ-3.ВК-З.ЛБЭ
722
816
0,105
Средняя величина
635
811
0,076
Примечания: Ул.ТЭЦ-1 — Ульяновская ТЭЦ-1, Ул.ТЭЦ-3 — Ульяновская ТЭЦ-3, ВК — водогрейный котел, ФЭ — фронтовой экран, ЗЭ — задний экран, ПБЭ — правый боковой экран, ЛБЭ — левый боковой экран, К — конвективная часть, знак «-» указывает на снижение величины отложений.
Таблица 3. Величины удельных отложений на трубах конвективной части, находящихся в течение нескольких периодов эксплуатации.
Наименование
Образца
Отложения, г/м2
Скорость,
г/м2-ч
до отопительного сезона
после отопительного сезона
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.К
1030
800
-0,045
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.К
1200
708
-0,096
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.К
551
1030
0,093
Ул.ТЭЦ-1.ВК-1.К
124
501
0,073
Ул.ТЭЦ-1.ВК-1.К
76
346
0,053
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.К (низ)
101
85
-0,018
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.К (верх)
137
184
0,053
Средняя величина
460
522
0,016
См. примечания к табл. 2.
Для оценки эффективности применения рассматриваемого ингибитора были установлены контрольные вставки в теплообменных панелях поверхностей нагрева котлов в виде новых труб. Контрольные вставки специально не обрабатывались, поэтому оставалась заводская окалина и окислы железа. Удельная величина загрязненности поверхности труб была на уровне 16 г/м2.
После прохождения отопительного сезона был выполнен анализ отложений участков внутренних поверхностей экранных труб с огневой стороны и конвективных частей котлов. Анализ был выполнен по более 30 образцам, включая контрольные вставки.
На Ульяновской ТЭЦ-1 вырезки производились в сентябре 2008 г. (до начала отопительного сезона) и в апреле 2009 г. (после завершения отопительного сезона).
На Ульяновской ТЭЦ-3 вырезки производились в июне 2008 г. (до начала отопительного сезона) и в апреле 2009 г. (после завершения отопительного сезона).
Величины удельных отложений и скорости их образования на поверхностях нагрева котлов приведены в табл. 2-5.
Таблица 4. Величины удельных отложений на новых экранных трубах.
Наименование
Образца
Отложения, г/м2 (после отопительного сезона)
Скорость,
г/м2ч
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.ФЭ
172
0,022
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.ПБЭ
220
0,031
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.ЛБЭ
242
0,035
Ул.ТЭЦ-1.ВК-1 .ЗЭ
383
0,063
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.ФЭ
199
0,205
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.ЗЭ
90
0,083
Уп.ТЭЦ-3.ВК-3.ПБЭ
348
0,373
Уп.ТЭЦ-3.ВК-З.ЛБЭ
531
0,578
Ул.ТЭЦ-3.ВК-5.ФЭ
120
0,057
Ул.ТЭЦ-3.ВК-5.3Э
170
0,084
Ул.ТЭЦ-З.ВК-б.ПБЭ
220
0,112
КЦ ВК-5.ЛБЭ
99
0,046
УЛ.ТЭЦ-3-ВК-1.3Э
88
0,025
Уп.ТЭЦ-З.ВК-1 .ПБЭ
76
0,021
Уп.ТЭЦ-З.ВК-1 ЛБЭ
74
0,02
Ул.ТЭЦ-З.ВК-2.ФЭ
323
0,261
Ул.ТЭЦ-3.ВК-2.3Э
46
0,026
Ул.ТЭЦ-З.ВК-2.ПБЭ
76
0,051
Уп.ТЭЦ-З.ВК-2.ЛБЭ
177
0,137
Средняя величина
193
0,116
См. примечания к табл. 2.
Таблица 5. Величины удельных отложений на новых трубах конвективных частей.
Наименование
образца
Отложения, г/м2 (после отопительного сезона)
Скорость,
г/м2-ч
Ул.ТЭЦ-1.ВК-2.К
277
0,044
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.К
43
0,03
Ул.ТЭЦ-З.ВК-З.К
30
0,016
Уп.ТЭЦ-З.ВК-1 .К (низ)
178
0,056
Уп.ТЭЦ-З.ВК-1 .К (верх)
74
0,02
УЛ.ТЭЦ-З.ВК-2.К (низ)
63
0,016
УЛ.ТЭЦ-З.ВК-2.К (верх)
128
0,039
Средняя величина
113
0,032
Из таблиц следует, что средняя скорость образования отложениий на внутренних поверхностях экранных труб, находящихся в длительной эксплуатации, с огневой стороны равна 0,076 г/м2.ч, на вновь установленных трубах — 0,116 г/м2.ч.
На поверхности труб, находящихся в длительной эксплуатации, средняя скорость образования отложений на конвективных частях котлов составляет 0,016 г/м2.ч, на вновь установленных трубах — 0,032 г/м2.ч.
Для сравнения: в п. 4.8.39 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ с целью обеспечения надежной работы водогрейных котлов величина скорости образования карбонатных отложений не должна превышать
0,1 г/м2.ч [3].
На Ульяновской ТЭЦ-1 был проведен осмотр поверхностей подогревателей сетевой воды. Осмотр показал, что «старые» отложения разрыхлились и легко удаляются водной промыв-
кой (те же результаты получены на Тольяттинской ТЭЦ).
За период отопительного сезона по наблюдениям ПТО ТЭЦ-1 температурные напоры не увеличились.
В табл. 6 даны химические составы отложений, полученные по результатам анализов трех ТЭЦ.
Основными компонентами отложений, как видно из табл. 6, являются окислы железа.
Таблица 6. Химические составы отложений.
Химический состав отложений, %
Место отбора пробы
экраны
конвективная часть
Потеря при прокаливании
1-7
3,4-10,7
S1O2
1-2,3
3-8,8
Fe203
85,2-96
68-90
CaO+MgO
1,8-5,6
6-16
CuO+ZnO
0,2
0,2
Р2О5
следы-0,03
следы-0,07
S03
следы-0,4
следы-0,2
Выводы
1. Результаты испытаний подтвердили высокую эффективность реагента «Гилуфер-422» как стабилизатора отложений солей жесткости и как реагента, обладающего свойствами отмывки.
2. Данный реагент является высокоэффективным ингибитором отложений минеральных солей, позволяющим повышать температуру сетевой воды до 130 ОС с включением пиковых водогрейных котлов.
3. Рассматриваемый ингибитор отложений не влияет на процессы коррозии конструкционных материалов.
4. Технологические схемы с применением этого реагента отличаются простотой как в их реализации, так и в процессе эксплуатации.
Дальнейшее совершенствование метода коррекционной обработки сетевой воды должно быть направлено на снижение коррозионных процессов и обеспечение антикоррозионной защиты оборудования и трубопроводов системы теплоснабжения как в процессе ее работы, так и в период длительного останова для производства ремонтных работ.
Литература
1. Балабан-Ирменин Ю.В., Рубашов А.М., Тарасов С.Г. Некоторые проблемы внедрения фосфонатов — антинакипинов. М. ВТИ. 2008.
2. Калабина Р.Р., Шабалина О.Н., Гужев В.А. Борьба с накипью и коррозией//Энергосбережение и водоподготовка. 2008. № 3.
3. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. — М.: ОРГРЭС. 1996.