Теплоснабжение малых населенных пунктов значительно отличается от системы теплоснабжения крупных городов. Город Усть-Кут относится к небольшим населенным пунктам, и его система теплоснабжения не избежала недостатков присущих всем малым городам.

Поддержание сетей централизованного теплоснабжения в работоспособном состоянии на длительный срок является важнейшей задачей эксплуатации. Основной причиной повреждения тепловых сетей являются коррозионные разрушения металла труб. Оно связано не только с наружными коррозионными процессами, но и с внутренними разрушениями, которые возникают из-за агрессивных свойств воды.

Данный дипломный проект представляет собой работу, направленную на рассмотрение таких задач, как увеличение надежности и долговечности теплотрасс, сокращение потерь тепла, за счет технологии по коррекционной обработки сетевой воды ингибиторами накипеобразования и коррозии, снижение ремонтно-эксплуатационных затрат.

На основании представленных данных по качеству воды, данных по актам осмотров трубопроводов, в проекте произведен анализ состояния сетей теплоснабжения города на текущий момент. Проанализировав сделанные выводы о недостатках эксплуатации, предлагается использовать ингибиторы накипеобразования и коррозии (комплексоны) путем дозированного ввода в воду, используемую для подпитки системы теплоснабжения. Комплексоны представляют собой сложные химические соединения, которые способны при постоянном добавлении в воду малых доз реагентов предотвращать образование новых отложений накипи и коррозии и постепенно отмывать ранее накопившиеся, защищая поверхность металла от коррозии.

Комплексонные технологии внедрены и успешно применяются на объектах теплоэнергетики во многих городах России. В проекте рассмотрен опыт применения на предприятиях ОАО "Иркутскэнерго" - ТЭЦ - 11, ТЭЦ - 12. Отмечен положительный эффект от внедрения и на основании сделанных выводов предложено техническое решение для котельной "Лена" г. Усть-Кут.

Данное предложение направлено на решение следующих задач: защита системы отопления и ГВС от коррозии и избежание отложений окислов железа в теплообменном оборудовании и системе теплоснабжения. Планируемая обработка разделяется на два этапа: первый - это отмывка ранее накопленных отложений; второй - это предотвращение образования новых отложений и коррозии в системе теплоснабжения.

В экономической части дипломного проекта представлен технико-экономический расчет. На основании, которого установлено, что с вводом технологии по обработке сетевой воды комплексонами экономический эффект имеет место и сэкономленные средства можно направить на развитие других областей производства.

1. Основная часть

1.1 Схемы теплоснабжения малых населенных пунктов

1.1.1 Особенности теплоснабжения малых населенных пунктов

Главной особенностью теплоснабжения малых населенных пунктов является отсутствие системы централизованного теплоснабжения (СЦТ). Это можно назвать главным недостатком систем теплоснабжения небольших городов. Так как источники тепла не соединены друг с другом, и каждый теплоисточник передает тепловую энергию отдельному району, что может привести к обесточиванию потребителей этого района при выходе из строя данного источника тепла. И если при СЦТ, обеспечение теплом этого района могут осуществлять другие котельные, то здесь потребитель остается без тепла, что конечно является минусом данного вида теплоснабжения.

Также следует отметить слабую материально-техническую базу малых населенных пунктов.

Еще одной особенностью теплоснабжения можно назвать недостаточную квалифицированность персонала, обслуживающего источники тепла и тепловые сети. Особенно в вопросах автоматизации и правильной эксплуатации оборудования.

К недостаткам можно отнести устаревшее и изношенное оборудование с низким КПД.

Отсутствие, в большинстве случаев, химводоподготовки и, также, отсутствие нормальных источников воды, и как следствие ее низкое качество, тоже относится к особенностям теплоснабжения малых населенных пунктов.

Также недостатком является изношенность тепловых сетей и отсутствие средств на их восстановление.

теплоснабжение комплексонная обработка вода

Низкий уровень механизации по топливному и золошлаковому тракту, еще один пункт, который неблагоприятно влияет на работу котельной, и соответственно на теплоснабжение города.

1.1.2 Краткая характеристика города Усть-Кут

Город Усть-Кут расположен в северной части Иркутской области в 940 км от г. Иркутска на реке Лене. Через город проходит железнодорожная магистраль БАМ. Городской речной порт "Осетрово" является перевалочной базой грузов, направляемых в северные районы. Город Усть-Кут расположен по берегам р. Лена и впадающей в нее р. Кута. Общая протяженность города около 45 км, а максимальная ширина около одного километра. Район входит в зону Приленской возвышенности, расчлененной глубоко врезанными долинами р. Лена и ее притоками.

Климат города Усть-Кут характеризуется резкой континентальностью, которая проявляется очень низкими температурами воздуха зимой и высокими летом. Зима суровая, продолжительная, но сухая. Лето теплое с обильными осадками. Преобладающими ветрами в течение года являются западные и юго-западные, среднегодовая скорость ветра 1,3 м/с, глубина промерзания грунта 2,4 м. Климатические данные по г. Усть-Кут составляют:

средняя температура наиболее холодной пятидневки - 46?С;

средняя температура наиболее холодных суток - 51?С;

средняя температура наиболее холодного месяца - 25,5?С;

средняя температура за отопительный период - 11,4?С;

продолжительность отопительного периода - 6096 ч;

островная многолетняя мерзлота - 2 - 7м.

1.1.3 Источники тепла

Источниками тепла города Усть-Кут являются 40 котельных. Из них 34 муниципальные котельные общей мощностью 384,56 Гкал/ч., с общей тепловой нагрузкой 166,6 Гкал/ч. Также в городе расположены 6 ведомственных котельных общей мощностью 103,46 Гкал/ч., с общей тепловой нагрузкой 49,9 Гкал час.

В таблице 1.1 представлена характеристика объектов теплоснабжения г. Усть-Кут.

Основными источниками тепла центральной части города Усть-Кута являются муниципальные котельные "Лена", "Центральная", ВГР.

Котельная "Лена"

Котельная введена в эксплуатацию в 1980 г.

Основное оборудование котельной "Лена" включает 2 паровых котла типа КЕ-25-14С и 4 водогрейных котла типа КВ-ТСВ-20/150, паро - и водо-водяные теплообменники, деаэратор питательной воды паровых и водогрейных котлов, деаэратор подпиточной воды, бак-аккумулятор. Котлы укомплектованы механическими топками типа ТЧЗМ-2,7/5,6. Проектным видом топлива являются бурые угли Ирша-Бородинского разреза Красноярского края, но к применению допускаются бурые угли марки 3Бр Азейского разреза. Газоочистное оборудование - циклоны БЦ-42, БЦ-36, КПД которых составляет 85%. Система теплоснабжения - закрытая.

Проектная мощность котельной составляет по пару 50 т/ч, по горячей воде - 80 Гкал/ч. Тепловая нагрузка на котельную составляет по технологическому пару 5 т/ч на отопление, горячее водоснабжение жилых и общественных зданий 35 Гкал/ч, или всего без учета собственных нужд 38 Гкал/ч (46 МВт). Максимальная отпускаемая тепловая нагрузка в отопительный сезон 2000-2001г. составляла 41 Гкал/ч с учетом потерь в тепловых сетях и максимальной нагрузкой горячего водоснабжения.

Снижение тепловой мощности котельной вызвано нарушением технологических режимов из-за увеличенного расхода подпиточной воды 120 м³/ч, при норме 20 м³/ч.

Водоснабжение котельной на подпитку теплосети и паровых котлов осуществляется от водозабора на реке Слопешный.

Таблица 1.1 - Характеристика объектов теплоснабжения г. Усть-Кута

Добавочной водой паровых котлов является умягченная деаэрированная вода.

Сетевая вода предварительно нагревается в паро- и водоводяных теплообменниках, после чего поступает в деаэратор подпиточной воды и далее в водогрейные котлы.

В качестве исходной (сырой) воды используется горводопроводная вода питьевого качества из подземного источника (водозабор "Мельничный).

Подготовка питательной воды паровых котлов по проекту осуществляется на водоподготовительной установке, работающей по схеме двухступенчатого натрий-катионирования, производительность установки 30 м³/час.

Проектная схема подготовка подпиточной воды выполнена по методу подкисления соляной кислотой с декарбонизацией. Антинакипная подготовка подпиточной воды методом подкисления требовала значительных эксплуатационных затрат и содержания кислотного хозяйства. Поэтому с 2003 г. вместо проектного метода используется антинакипная комплексонная обработка с использованием ОЭДФК. Но предполагаемый эффект не был достигнут, в связи с неправильной установкой и эксплуатацией оборудования.

В 2005 г. смонтированная установка и схема комплексонной обработки была усовершенствована с использованием более надежного оборудования.

Котельная "Центральная"

Котельная введена в эксплуатацию в 1954 году.

Установленная тепловая мощность котельной 98 Гкал/ч. В настоящее время фактическая тепловая мощность котельной составляла по пару - 10 т/ч и по горячей воде - 30 Гкал/ч (36 МВт). Тепловая нагрузка контура "Речники" составляет 55 Гкал/ч (64 МВт), что значительно превышает фактическую тепловую мощность котельной.

Основное оборудование включает 2 водогрейных котла типа КВГМ-20-150 и 2 паровых котла типа ДЕ-16-14, паро- и водоводяные теплообменники, деаэратор питательной воды паровых и водогрейных котлов, два бака-аккумулятора. После проведения ряда реконструкций и замены оборудования в настоящее время на котельной установлено 2 паровых котла № 2,3 типа ДКВР-20-30. Котлы установлены в 1973 году, полностью выработали свой нормативный срок, органами Горгостехнадзора были запрещены к эксплуатации, находятся в нерабочем состоянии и ремонту не подлежат. Паровых котел типа ДЕ-16-14 № 1 (смонтирован в 1989 г.) находится в работе. Котел № 5 не был смонтирован ввиду неправильного выбора места монтажа, в работе не был. Перенесен на место парового котла № 4 в 2003 году.

Два водогрейных котла типа КВГМ-20-150 смонтированы в 1989 году, находятся в удовлетворительном техническом состоянии и подлежат капитальному ремонту с частичной заменой поверхностей нагрева. Водогрейные котлы работают по отдельному замкнутому контуру "котел-подогреватель-котел", что позволяет предохранить котел от накипи, но при этом, в соответствии с проектным решением института ОАО "СибВНИПИэнергопром", мощность установленных водоводяных подогревателей значительно меньше паспортной мощности котлов. Установленная мощность котла КВГМ-20-150 составляет 20 Гкал/ч (23,3 МВт). Два котла в номинальном режиме могут выдать потребителю до 40 Гкал/ч (46,6 МВт). Установленные в соответствии с проектом в котловом контуре подогреватели могут передать только 24 Гкал/ч (25 МВт), что ограничивает тепловую мощность котельной.

В качестве топлива на котельной используется топочный мазут марки М-100, а в периоды его дефицита сжигается сырая нефть Ярактинского месторождения, что приводит к снижению паропроизводительности котлов.

Котлы не выдают своей мощности из-за загрязнения поверхностей нагрева и накипеобразования, вызванных отсутствием химводоочистки и деаэрации питательной воды.

Источник воды - водозабор "Мельничный", при нехватке подпитки добавляется вода из реки Лена.

Система теплоснабжения - открытая.

Котельная ВГР

Котельная построена в 1974 году. В качестве топлива используется топочный мазут марки М-100, в его отсутствие сжигается сырая нефть Ярактинского месторождения.

Тепловая нагрузка отопления и ГВС составляет 13 Гкал/ч (15 МВт). Кроме того, на мазутном хозяйстве котельной осуществляется прием и отпуск мазута для прочих муниципальных котельных (предприятие УМ ТЭП), дополнительный расход тепла на разогрев мазута в объеме 1,2 - 3 Гкал/ч и, соответственно, потребность в тепловой энергии составляет 16 Гкал/ч (18,6 МВт).

На котельной установлено три паровых котла типа ДКВР-6,5-13-ГМО и один паровой котел типа ДЕ-6,5-14-ГМО. Паспортная установленная мощность котельной составляет 15,6 Гкал/ч (18МВт). В настоящее время фактическая тепловая мощность котельной составляет 7,8 Гкал/ч (9 МВт), что не обеспечивает потребления количества тепловой энергии в периоды низких температур и приводит к снижению температурного режима в отапливаемом жилом районе.

Основной причиной такого положения является физический износ основного и вспомогательного оборудования, установленного в 1974 г.

Источник воды - водозабор "Мельничный".

Подготовка воды для подпитки теплосети отсутствует, неудовлетворительно работает деаэрация и подготовка воды для паровых котлов. Сетевые подогреватели находятся в аварийном состоянии.

Система теплоснабжения - открытая.

1.1.4 Оборудование котельной "Лена" г. Усть-Кут

Котельная "Лена" предназначена для обеспечения теплом жилых районов города, предприятий города и собственных нужд котельной.

В таблице 1.2 представлена краткая характеристика технического состояния оборудования котельной.

Таблица 1.2 - Краткая характеристика технического состояния оборудования котельной "Лена"

1.1.5 Тепловые сети

Тепловая энергия от источников к потребителям транспортируется преимущественно по двухтрубным тепловым сетям, не имеющим резервных перемычек. Отопительные системы присоединены к тепловым сетям по зависимой схеме через элеваторы или без них. Системы теплоснабжения, в основном, открытые с непосредственной подачей воды на горячее водоснабжение из тепловых сетей. Исключение составляют системы теплоснабжения потребителей некоторых котельных, установки отопления и горячего водоснабжения которых подключены через теплообменники по независимой и закрытой схемам.

Новые тепловые сети диаметром 500 и 600 мм проложены наземно в закрытых железобетонных лотках, остальные сети - подземно в непроходных железобетонных каналах и надземно в деревянных коробах. Трубы в каналах и лотках засыпаны опилками.

Компенсация тепловых удлинений осуществляется П-образными компенсаторами и углами поворота трубопроводов. Регулирование отпуска тепла - центральное по отопительной нагрузке.

Система горячего водоснабжения для потребителей котельных "Центральная" и ВГР - открытая. На тепловых сетях в верхней жилой зоне построены три ЦТП, играющие роль подкачивающих насосных станций на подающих трубопроводах. Расчетный температурный график 95/70°С для тепловых сетей котельных "Центральная" и ВГР, 105/70°С - котельной "Лена". Фактически тепловые сети от всех котельных работают с пониженным температурным графиком 85/65°С и ниже.

Протяженность тепловых сетей диаметром свыше 100мм составляет более 12 км от котельных "Центральная" и ВГР и около 6 км от котельной "Лена".

Общая протяженность тепловых сетей г. Усть-Кут составляет 135 км. Участок тепловых сетей филиала ГУЭП "Облкоммунэнерго" "Усть-Кутские тепловые сети и котельные" обслуживает тепловые сети протяженностью более 50 км и имеет границы ответственности с МУ "Служба заказчика ЖКХ" по наружным стенкам тепловых камер.

Техническое состояние тепловых сетей требует выполнения мероприятий по изоляции трубопроводов, по замене заниженных диаметров труб с целью соблюдения гидравлического режима, ремонту насосного оборудования, капитальному ремонту зданий и помещений ЦТП.

1.1.6 Качество исходной и сетевой воды

В качестве исходной (сырой) воды используется горводопроводная вода питьевого качества из подземного источника (водозабор "Мельничный).

Водоснабжение котельной на подпитку теплосети и паровых котлов осуществляется от водозабора на реке Слопешный.

Добавочной водой паровых котлов является умягченная деаэрированная вода.

Сетевая вода предварительно нагревается в паро - и водоводяных теплообменниках, после чего поступает в деаэратор подпиточной воды и далее в водогрейные котлы.

Качество исходной воды для котельной "Лена" представлено в таблице 1.3.

В результате высокой жесткости и щелочности воды, индекс карбонатный, характеризующий интенсивность накипеобразования превышает допустимые для данных условий значения:

для водогрейного котла с температурой на выходе 115єС - Ик = 2,0 (мг-экв/дм) ²;

для сетевых подогревателей 3,0 (мг-экв/дм) ².

Таблица 1.3 - Качество исходной воды - водозабор "Мельничный"

1.1.7 Схема установки для подготовки сетевой и подпиточной воды

Описание принципиальной схемы, состава оборудования и режима противонакипной обработки с использованием ингибиторов накипеобразования и коррозии на котельной "Лена".

Для обработки подпиточной воды предлагается дозирующий комплекс DPS Emec, рассчитанный на максимальный расход подпиточной воды.

Дозирование реагента производится постоянно пропорционально подпитке системы.

Прекращение дозирования нивелирует эффект предотвращения накипеобразования.

Состав дозирующего комплекса:

· Дозирующий насос при противодавлении 10 атм.

· Автоматика уровня - для предотвращения "сухого пуска" насоса

· Засасывающий узел

· Инжектор для подключения в линию холодной воды

· Соединительные трубки PVC

· Химическая ёмкость для рабочего раствора объёмом 120 л

· Электрическая мешалка

Принципиальная схема противонакипной обработки с использованием ингибиторов накипеобразования и коррозии сетевой и подпиточной воды представлена на рисунке 1.1.

1 - расходный бак раствора реагента (V=4 м³); 2 - насос-дозатор; 3 - блок управления; 4 - фильтр; 5 - станционный трубопровод; 6 - расходомер.

Рисунок 1.1 - Схема установки дозирования ОЭДФК

В таблице 1.4 представлены технические характеристики схемы установки дозирования 1.4.

Таблица 1.4 - Технические характеристики схемы

1.1.8 Состояние системы теплоснабжения г. Усть-Кут

Теплоснабжение города Усть-Кут осуществляется от 40 котельных, из них 14 котельных работают на угле, 15 - на мазуте, 7 - на дровах, 2 электрокотельных и 1 котельная на газе.

В городе Усть-Куте, как и во многих небольших городах Иркутской области, не организована централизованная система теплоснабжения. Что является недостатком.

Анализ работы существующих систем теплоснабжения котельных "Центральная", "Лена", ВГР показал, что имеется ряд проблем, не позволяющих осуществлять нормальное и надежное теплоснабжение потребителей тепла. Причины этого имеются как на теплоисточниках, так и в тепловых сетях и абонентских вводах.

На большинстве котельных отсутствует химводоочистка и деаэрация питательной воды котлов и подпиточной воды для тепловой сети. Не улучшилось состояние основного и вспомогательного оборудования на котельной "Центральная" при организации замкнутого контура у водогрейных котлов.

Не включены в схему подпитки баки-аккумуляторы подпиточной воды. Из имеющихся на котельной "Центральная" один задействован как бак запаса холодной воды, второй находится в аварийном состоянии и выведен из эксплуатации. Из-за завышенных расходов подпиточной воды, особенно в часы максимального водозабора, подпитка осуществляется холодной водопроводной водой и водой из реки Лена.

Отсутствуют режимные карты. Расчетные температурные графики 95/70°С на котельных "Центральная" и ВГР и 105/70°С на котельной "Лена" не выдерживаются.

Снижена паропроизводительность котлов и соответственно их КПД из-за сжигания непроектного топлива и разрушение газоходов. Водогрейные котлы не выдают расчетной производительности из-за изменения поверхностей нагрева в котле и часто находятся в аварийном состоянии из-за пережога трубопровода. При высокой общей жесткости исходной воды для подпитки теплосети (4,2 - 4,5 мг-экв/дм³) отсутствие химводоочистки на котельных "Центральная" и ВГР и нестабильная работа химводоочистки на котельной "Лена" (из-за отсутствия химреактивов) является основной причиной аварийных ситуаций на источниках тепла.

Тепловые сети работают с завышенным расходом сетевой воды из-за сверхнормативных потерь тепла и воды.

Сверхнормативные утечки обусловлены следующими причинами:

ветхие трубопроводы, как наружных тепловых сетей, так и магистральных сетей систем отопления в подвальных помещениях домов;

некачественная сборка запорной арматуры;

неорганизованный водозабор из местных систем отопления при отсутствии в домах горячего и холодного водоснабжения (по ул. Пушкина, Толстого, Васильевского, Российской), который может составить 8-11 м³/ч;

завышенные расходы сетевой воды у потребителя при заниженных температурах воды на горячее водоснабжение;

сливы воды в канализацию из трубопроводов горячего водоснабжения при остывании воды в ночное время из-за отсутствия циркуляционных трубопроводов (такие сливы у 20 % домов центральной части города в утренние часы составят более 300 м³ за 10 минут).

Кратко недостатки системы теплоснабжения можно выразить в следующем:

1. Высокая загрязненность внутридомовых систем отопления.

2. Высокая агрессивность подпиточной воды, которая способствует повышению скорости коррозии внутренних поверхностей трубопроводов системы теплоснабжения до уровня по некоторым участкам "высокая" и "аварийная".

3. Отсутствие защиты от коррозии внутренних поверхностей трубопроводов системы теплоснабжения.

4. Нарушение режима деаэрации и сезонное повышение кислорода в сетевой и подпиточной воде.

5. Высокая загрязненность и значительные коррозионные повреждения магистральных трубопроводов теплосетей различных районов города.

1.2 Современные методы защиты тепловых сетей от коррозии

1.2.1 Материалы для изготовления трубопроводов

В настоящее время для производства труб различного назначения в основном используются углеродистые или низкоуглеродистые стали. Это стали 10,20 и ВСт3сп. Химический состав этих сталей приведен в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Химический состав сталей

1.2.2 Основные виды коррозии трубопроводов и способы защиты от неё

1.2.2.1 Виды коррозии трубопроводов

Основным способом прокладки тепловых сетей в России является подземная, так называемая канальная прокладка, главным образом в непроходных каналах. В качестве теплоизоляционных материалов в каналах, примерно в 90% случаях, используются изделия из минеральной ваты (маты и плиты). Количество применяемых для этих целей цилиндров из минеральной и стеклянной ваты составляет не более 0,1 %.

Применение подземной канальной прокладки трубопроводов, использование недолговечных теплоизоляционных материалов и является основной причиной возникновения одного из вида коррозии трубопроводов - внешней коррозии. Никакая гидроизоляция (защитные покрытия из стеклопластиков, гидроизола, полимерных пленок, штукатурки) а также гидрофобизация волокнистых материалов не защищает трубы от факторов внешней среды при длительной эксплуатации, а следовательно от возникновения внешней коррозии.

Наряду с внешними повреждениями, трубопроводы подвергаются также и внутреннему воздействию, которое происходит из-за контакта металла трубы с агрессивной сетевой водой. На фоне этого возникает ещё один вид коррозии трубопроводов - внутренняя коррозия. Она является одним из важнейших факторов, определяющих надежность транспортирования тепла в системах теплоснабжения.

Внутренняя коррозия трубопроводов систем теплоснабжения происходит в результате электрохимической коррозии.

Этот вид коррозии наиболее распространен и включает те случаи, когда процессы окисления металла и восстановления окислительного компонента протекают раздельно в среде жидкого электролита, т.е. в среде, проводящей электрический ток. Такими средами могут являться: природная вода, водные растворы солей, кислот, щелочей, а также воздух, почва и теплоизоляционные конструкции, содержащие электролит (влагу) в определенном количестве.

В качестве деполяризатора могут выступать: кислород, растворенный в электролите, ионы водорода (Н⁺) и некоторых металлов. Общая схема электрохимического коррозионного процесса металла приведена на рисунке 1.2.

D - деполяризатор (окислитель), присоединяющий к себе электроны металла; Ме - ионы металла.

Рисунок 1.2 - Схема электрохимического коррозионного процесса

Возникновение гальванических элементов "катод - анод" на углеродистых сталях (основного конструкционного материала трубопроводов) при их контакте с электролитами происходит в основном из-за дифференциации поверхности сталей на участки с различными электродными потенциалами (теория локальных коррозионных элементов). Причины дифференциации могут быть различны:

неоднородность структуры металла (в углеродистых сталях присутствуют фазы - феррит и цементит, структурные составляющие - перлит, цементит и феррит, имеющие различные электродные потенциалы);

неравномерное распределение окислителя на границе "металл-электролит", например, различные влажность и аэрация на различных участках поверхности металла;

неравномерность распределения температуры;

наличие на поверхности сталей оксидных пленок, загрязнений, неметаллических включений и т. п;

контакт разнородных металлов.

На рисунке 1.3 приведены наиболее характерные коррозионные повреждения конструкционных углеродистых сталей, вызываемые различными видами электрохимической коррозии.

а) - сплошная равномерная коррозия; б) - сплошная неравномерная коррозия; в) - местная коррозия пятнами; г) - местная язвенная коррозия; д) - точечная коррозия (питтинг).

Рисунок 1.3 - Коррозионные повреждения конструкционных углеродистых сталей.

Основным видом внутреннего коррозионного разрушения трубопроводов систем теплоснабжения является локальная коррозия, которая развивается на внутренней поверхности труб вплоть до сквозного их разрушения. В ряде случаев образование коррозионных повреждений происходит за аномально короткие сроки. Кроме быстрого разрушения труб из-за внутренней коррозии значительно снижается пропускная способность трубопроводов. Их внутренняя поверхность обрастает отложениями, которые увеличивают её шероховатость и уменьшают поперечное сечение труб, что приводит в свою очередь к повышению потерь напора. Коррозионные отложения, размываемые сетевой водой, засоряют трубы и радиаторы отопительных систем, а также отлагаются на трубках станционных пароводяных подогревателей, повышая их тепловое и гидравлическое сопротивление, что приводит к ухудшению качества теплоснабжения потребителей.

Основной причиной возникновения внутренней коррозии является присутствие в сетевой воде растворенного кислорода. А если в воде наблюдается ещё и наличие растворенной углекислоты, то процесс коррозии усиливается. Попадать в сетевую воду эти агрессивные газы могут с подпиточной водой и путем подсоса воздуха в местах образования разрежения.

Кроме этого присутствие повышенного содержания хлоридов и сульфатов в исходной воде, использование маломинерализованной воды с повышенной агрессивностью может также приводить к увеличению скорости коррозии.

На основании выше изложенного можно заключить, что необходимо применять действенные меры по защите трубопроводов от всех видов коррозии и уменьшать агрессивность сетевой воды.

1.2.2.2 Меры, применяемые по защите трубопроводов от коррозии

Меры защиты трубопроводов тепловых сетей от всех видов коррозии выбираются в зависимости от:

способа прокладки тепловых сетей (подземная канальная, подземная безканальная, наземная);

- температуры теплоносителя и его вида (пар, вода);

условий эксплуатации (для канальной прокладки - подверженность каналов затоплению, заносу грунтом, подверженность теплоизоляционной конструкции увлажнению капельной влагой; для бесканальной - коррозионная агрессивность грунтов, опасное влияние блуждающих токов).

Стальные трубопроводы тепловых сетей защищают от наружной коррозии антикоррозионными покрытиями. Выбор покрытия и методов защиты производится в соответствии с рекомендациями "Типовой инструкции по защите тепловых сетей от наружной коррозии": РД 34.20.518 - 95. Антикоррозионное покрытие в процессе эксплуатации испытывает все воздействия факторов, вызывающих его старение и разрушение. Поэтому оно должно обладать высокими защитными свойствами, чтобы обеспечить надежную защиту труб от наружной коррозии в течение всего срока службы тепловой сети.

Для защиты трубопроводов рекомендуется применять следующие покрытия:

стеклоэмалевые - для всех способов прокладки тепловых сетей, всех видов тепловой изоляции, при температуре теплоносителя (вода, пар) до 300^?С;

кремнейорганические - для подземных прокладок в непроходимых каналах, всех видов подвесной тепловой изоляции, при температурах теплоносителя (вода) до 150 ^?С;

органосиликатные (горячего и холодного отверждения) - для подземных прокладок в непроходимых каналах, всех видов подвесной тепловой изоляции, при температуре теплоносителя (вода) до 180 ^?С;

металлизационные алюминиевые (с пропиткой) - для подземных прокладок в непроходных каналах и тоннелях, подземных бесканальных прокладок, всех видов подвесной тепловой изоляции и теплоизоляционных конструкций бесканальных прокладок, при температурах теплоносителя (вода) до 150^?С и некоторые другие.

Наряду со всеми выше перечисленными мерами сейчас при строительстве новых и ремонте старых тепловых сетей широко применяются трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией в полиэтиленовой оболочке. Для них характерна бесканальная прокладка без устройства дорогостоящих каналов и камер для запорной арматуры. В конструкции трубопроводов предусмотрена система оперативного дистанционного контроля. Оно позволяет своевременно выявлять и устранять возникающие дефекты, тем самым, предотвращая аварии, типичные для тепловых сетей других конструкций.

Для уменьшения внутренней повреждаемости трубопроводов и для снижения агрессивности сетевой воды, в частности для понижения уровня концентрации железа в ней, необходимо применять следующие меры:

1. Предотвращать кратковременные повышения концентрации кислорода в подпиточной воде выше установленных норм.

2. Поддерживать концентрацию кислорода в подпиточной воде не более нормы, установленной ПТЭ.

3. Уменьшать присосы недеаэрированной воды.

4. Предотвращать аэрацию воды в баках - аккумуляторах (с помощью создания паровой подушки, применения герметизирующих жидкостей, шариков из вспенивающегося полистирола для открытых систем).

5. Предотвращать завоздушивание обратных магистралей.

6. Повысить рН сетевой воды (до 9,0 - для открытых систем).

7. Обеспечить защиту от внутренней коррозии за счет ввода ингибиторов коррозии (комплексонов).

1.2.3 Применение индикаторов коррозии

Исходя из "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации" (РД 34.20.501 - 95, п.4.12.27), на тепловых сетях должен быть организован систематический контроль над внутренней коррозией трубопроводов. Контроль должен осуществляться путем проведения анализов сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам внутренней коррозии, которые устанавливаются в характерных точках (на выходах ТЭЦ, концевых участках, в двух - трех промежуточных узлах магистрали).

Индикаторы коррозии применяют для оценки коррозионной агрессивности сетевой воды и её влиянии на внутреннюю коррозию трубопроводов теплосети. Коррозионная агрессивность определяется по потерям массы индикатора.

В качестве индикаторов коррозии используются стальные круглые пластины диаметром 40 - 60 мм с отверстием в центре диска (12±2 мм), толщиной 2 - 3 мм. Размер пластин остается неизменным на протяжении всех лет эксплуатации конкретной тепловой сети. Пластины изготавливаются из того же материала, что и трубопроводы или из малоуглеродистой стали (Ст.3).

Для установки индикаторов коррозии в контрольных точках трубопровода ввариваются фланцевые штуцера диаметром 80 - 100 мм, закрывающиеся глухими фланцами, на которых по центру привариваются стальные стержни с резьбой на конце. Пластины в количестве трех штук надеваются на стержень со стальными втулками между ними и зажимаются гайкой. Длина стержня зависит от диаметра трубопровода.

Все индикаторные пластины маркируются, а перед установкой обезжириваются и взвешиваются. Устанавливают пластины на сезон и извлекают после останова тепловой сети в ремонт. После извлечения с них удаляют продукты коррозии, зачищают, высушивают и снова взвешивают.

Интенсивность процесса коррозии определяют по величине потери массы индикаторной пластины, отнесенной к её активной поверхности.

Скорость общей коррозии отдельной пластины (П), мм/год, рассчитывают по формуле:

,

где q₁ - масса пластины до испытаний, г; q₂ - масса пластины после испытаний и удаления продуктов коррозии, г; Дq - средняя для трех пластин, не участвовавших в испытаниях, потеря массы основного металла при удалении кислотой продуктов коррозии, г; Т - время испытаний, сут.; S - площадь поверхности пластины, контактирующей с теплоносителем, мм².

Все расчетные данные по каждой пластине записываются в специальный журнал по индикаторам коррозии.

Интенсивность процесса коррозии оценивается по средней скорости коррозии. Зависимость интенсивности коррозии от ее скорости представлена в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Шкала оценки интенсивности коррозии

1.2.4 Ингибиторы накипеобразования и коррозии (комплексоны)

1.2.4.1 Историческая справка

Термин "комплексон" предложен в 1945 году профессором Цюрихского университета Г. Шварценбахом (1904 - 1978 г. г.) для группы органических соединений, способных образовывать устойчивые комплексные соединения с катионами металлов.

Синтез первых комплексов относится к концу XIX века. В 20 - 30 годы нашего века методы их получения совершенствуются в связи с тем, что комплексоны нашли практическое применение. Началом промышленного производства комплексонов можно считать 1930 год, когда германская фирма "I. G. Farben Industry" выпустила на мировой рынок два комплексона для умягчения воды. Комплексоны были запатентованы и появились на рынке под стандартным названием "трилон" - трилон А, трилон Б. В 1940 - 1950 годы эти соединения интенсивно исследуются в лаборатории проф.Г. Шварценбаха, расширяется применение комплексонов в различных областях науки и техники. В 1940 - 1980 годы происходит бурный рост производства комплексонов, их выпуском занимается более 50 крупнейших фирм и компаний США, Швейцарии, Японии, Германии, Венгрии и других стран. Ассортимент ведущих фирм в настоящее время составляет более 200 наименований.

В нашей стране работы по синтезу, изучению свойств и применению комплексонов были начаты в 1953 году в Институте химических реактивов и особо чистых химических веществ (Москва) в лаборатории профессора Н.М. Дятловой, проф.В.Я. Темкиной. В настоящее время комплексоны и их соединения интенсивно изучают во всех промышленно развитых странах мира. Отечественные работы занимают одно из ведущих мест.

1.2.4.2 Строение комплексонов

Комплексное соединение состоит из центрального атома (иона: обычно это металл) и расположенных вокруг него молекул или атомов (их называют лигандами). Количество атомов (групп атомов), связанных с центральным ионом, называют координационным числом комплекса, а количество координациооных мест, которые может занять лиганд - его координационной емкостью. Каждое координационное место, занимаемое лигандом, это его "зуб", которым он связывается с центральным атомом.

Характерной особенностью комплексона, как лиганда, является его "многозубость" (или мультидентантность). Молекула комплексона содержит несколько функциональных электронодонорских групп, часть из которых имеет, кислую, а часть основную природу. С увеличением числа электродонорских групп, также увеличивается и "зубатость" лиганда до четырех, шести и выше. При взаимодействии с ионом металла комплексон прочно захватывает его свом "зубом". И чем больше "зубов", тем прочнее захват.

Образованное соединение ионов металла с комплексоном - комплексонат - имеет в своей структуре несколько хелатных циклов (хелат - циклическая структура, которая образуется в результате присоединения катионита к двум или более донорским атомам, принадлежащим одной молекуле комплексона). В свете этого термина, комплексон представляется в виде краба с "многозубчатыми" клешнями, которыми он прочно захватывает ион металла и чем больше клешней, тем прочнее захват.

При образовании соединения происходит замыкание циклов, которое являясь важным фактором, обуславливает высокую устойчивость комплексонатов. Наибольшей устойчивостью обладают комплексы с пяти - и шестичленными циклами.