Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Состояние вопроса и постановка задачи исследования 13
1.1 Описание объекта исследования 13
1.2 Способы защиты поверхностей нагрева от накипи и защита их от корроз ии 15
1.3 Описание существующего способа защиты поверхностей котла 19
1.4 Новые способы защиты котла от накипи и коррозии 30
1.5 Выводы по главе 45
ГЛАВА 2. Моделирование теплообмена и исследование влияния отложений и накипи на тепловое состояние труб , 47
2.1 Моделирование процесса теплообмена на поверхностях нагрева 47
2.2 Исследование влияния отложений и накипи на тепловое состояние труб ..49
2.3 Экспериментальные исследования покрытия пленкой поверхности нагрева , , .54
2.3.1 Исследования термического сопротивления 54
2.3.2 Разработка опытной установки , 59
2.3.3 Определение коэффициентов температуропроводности плохих проводников тепла , 62
2.3.4 Определение теплового сопротивления тонких покрытий 63
2.3.5 Определение коэффициентов теплопередачи 66
2.4 Выводы по главе 68
ГЛАВА 3. Экспериментальное исследование влияния режима водоподготовки питательной воды на теплопередающие поверхности нагрева котла 70
3.1 Лабораторные исследования 70
3.1.1 Разработка экспериментальной установки 70
3.1.2 Расчет термического сопротивления 72
3,1.3 Оценка погрешности измерений 79
3.2 Экспериментальные исследования на промышленном объекте 79
3.3 Выводы по главе 95
ГЛАВА 4. Разработка технологии снижения накипи 96
4.1 Расчет количества реагентов для приготовления растворов 96
4.1.1 Расчет количества фосфанола 96
4.1.2 Расчет количества морфолина 98
4.2 Последовательность операций для приготовления растворов 99
4.2.1 Раствор фосфанола 99
4.2.2 Раствор морфолина 100
4.3 Приготовление и подача растворов в питательный тракт котельной установки 101
4.3.1 Приготовление раствора морфолина 101
4.3.2 Приготовление раствора фосфанола 102
4.4 Разработка опытно - промышленной установки 103
4.4.1 Общая характеристика котельных установок, применяемых в промышленности 103
4.4.2 Принцип работы котельной установки 105
4.4.3 Мероприятия, предотвращающие образование накипи и защита от коррозии 107
4.4.4 Рекомендации по использованию реагентов морфолина и фосфанола на промышленных котлах 108
4.5 Выводы по главе 119
Заключение ,121
Литература
- Способы защиты поверхностей нагрева от накипи и защита их от корроз ии
- Исследование влияния отложений и накипи на тепловое состояние труб
- Экспериментальные исследования на промышленном объекте
- Приготовление и подача растворов в питательный тракт котельной установки
Введение к работе
Во многих отраслях промышленности пар используется в качестве движущей силы компрессоров и насосов, а также для производства электроэнергии или тепла, необходимого для технологических процессов. Пар вырабатывается котельным агрегатом, в котором вода нагревается за счёт сжигания топлива до тех пор, пака она не перейдет в паровую фазу.
Вода всегда содержит примеси. В процессе получения пара растворённые соли теоретически остаются в водяной фазе, так что котловая вода содержит соли в повышенной концентрации по сравнению с питательной водой. На самом же деле примеси в виде растворённых в воде газов, и некоторые соли попадают в пар. В результате этого возникает целый ряд проблем в работе систем, основными из них являются образование накипи и отложения железа.
В условиях повышенных температур соли откладываются на трубках котельного агрегата и создают барьер, ухудшающий теплопередачу сквозь стенку трубки. Это приводит к снижению КПД котлоагрегата и, в конечном счете, к выходу трубок из строя.
Возникающее в результате этого ухудшение экономических показателей предприятия обычно нельзя восстановить. В большинстве случаев производственные потери вследствие снижения паропроизводи-тельности обходятся гораздо дороже, чем ремонт и обслуживание с прекращением работы котлоагрегага.
Образование накипи вызывается в основном присутствием в питательной воде взвешенных веществ и растворимых примесей. Большинство котельных агрегатов работает на питательной воде хорошего качества с подпиточноЙ водой, умягченной, по крайней мере, цеолитом, и 30 - 70% возвращенного конденсата. На входе в систему питательная вода содержит, как правило, 0,002 - 0,02 мг-экв/л солей жесткости и 0,03-
5 0,3 мг/л взвешенных окислов железа [76]. Но ни использование подпиточной воды, умягченной цеолитом, ни более глубокая очистка воды путем обессоливания не обеспечивает полное отсутствие накипи. Если не принимать каких-либо специальных мер, за год может образоваться 200-2000 кг накипи в котлоагрегате, вырабатывающем 100т пара в час [10]. Поэтому совершенно очевидно, что поддержание максимального эксплуатационного КПД требует проведения соответствующих мероприятий по внутрикотловой обработке воды.
Причиной коррозии является химическое или электрохимическое взаимодействие со средой. Коррозионный процесс протекает на границе двух фаз металл - окружающая среда, т.е. является гетерогенным процессом взаимодействия жидкой среды с металлом. Безвозвратные потери металла от коррозии за срок службы металлических конструкций принимаются равными в России 8% от начальной массы металла, что составляет за год 1,6 млн. т, а безвозвратные потери металла в процессе металлообработки от кислотного травления металла, окисления металлических отходов и неполного сбора окалины составляют 1 млн. т [35]. Таким образом, значительная часть производственной мощности металлургической промышленности идет на компенсацию коррозионных потерь металла. К косвенным убыткам можно отнести отказ в работе, простой оборудования, стоимость ремонта, увеличение расхода металла.
Надежная и экономичная работа котла и паровой турбины возможна при обеспечении отсутствия внутренних отложений на поверхностях нагрева, снижении до возможного минимума коррозии конструкционных материалов и получении в котле пара высокой чистоты. Эти задачи решаются организацией рационального водного режима, включающего в себя надлежащую обработку питательной воды в сочетании с определенными конструктивными мероприятиями и соответствующую очистку питательной и добавочной воды от имеющихся в иих газообразных и твердых примесей. Последние могут находиться как в
6 растворенном, так и во взвешенном состоянии. Вместе с питательной водой в котлы поступают различные минеральные примеси, в том числе соединения кальция и магния, оксида железа, алюминия, меди и др.
Накапливаясь в котле по мере испарения воды, эти примеси после наступления состояния насыщения начинают из нее выпадать. Прежде всего состояние насыщения наступает для солей жесткости Са(НСОз)г, Mg(HC03)2, СаССЬ, MgC02 , и они начинают выпадать из воды в виде кристаллов. Центрами кристаллизации служат шероховатости на поверхностях нагрева, а так же взвешенные и коллоидные частицы, находящиеся в воде котла. Вещества, кристаллизующиеся на поверхности нагрева, образуют плотные и прочные отложения - накипь. Вещества, кристаллизующиеся в объеме воды, образуют взвешенные в ней частицы -шлам.
Образование накипи на поверхности нагрева объясняется процессами взаимодействия между противоположно заряженными частицами накипеобразователей и металлической стенкой. Выделение твердой фазы на поверхности может происходить так же в процессе парообразования, до того как будет достигнуто состояние перенасыщения накипеобразователей в объеме воды вследствие выпаривания водяной оболочки пузырьков пара, образующихся на поверхности нагрева. Образовавшаяся первичная накипь является основой для отложения вторичных видов накипи - прикипевшего шлама, отложений продуктов коррозии металла [24].
Наиболее распространены кальциевая и магниевая первичные накипи, в составе которых преобладают CaS04, CaSi02, CaO, Si02H20, CaC02, Mg(OH)2. Накипь, как правило, имеет низкую теплопроводность, составляющую 0,1-0,2 ВтУ(м-к). Поэтому даже малый слой накипи приводит к резкому ухудшению условий охлаждения металла поверхностей нагрева и вследствие этого к повышению его температуры. При этом у поверхностей нагрева, расположенных в области высоких температур
7 (экраны, фестоны, первые ряды труб конвективного пучка), температура металла может превысить предельную по условиям прочности, после чего начинается образование отдулин с утонением стенки трубы. Затем проявляется свищ - отверстие вдоль образующей трубы, через который с большой скоростью вытекает струя воды, и котел приходится останавливать. Накипь недопустима и в поверхностях нагрева, расположенных в зоне более низких температур, так как приводит к снижению КПД котла в результате уменьшения коэффициента теплопередачи и связанного с этим повышения температуры уходящих газов.
На режим работы котла вредное влияние оказывает также повышенная щелочность воды; увеличенная щелочность может привести к вспениванию воды в барабане и в предельном случае - к заполнению вспененной водой всего парового объема барабана. Вспениванию воды способствует содержание в ней органических соединений и аммиака. В этих условиях сепарационные устройства не обеспечивают отделение капель воды от пара, и вода из барабана, содержащая различные примеси, может поступить в пароперегреватель и затем в турбину, создавая опасность их загрязнения и нарушения нормальных условий работы. Повышенная щелочность является причиной появления щелочной коррозии металла, а также возникновения трещин в местах вальцовки труб в коллекторах и барабане.
В связи с указанными вредными влияниями на работу котла различных примесей их предельно-допустимое содержание в питательной воде нормируется.
Исходным фактором в организации водного режима паровых котлов является качество питательной воды.
Из этого следует вывод: коррозия и накипь - два "врага" теплоэнергетики.
Вопросам технологии водоподготовки и защиты теплотехнического оборудования от коррозии и накипеобразования посвящено значительное количество монографий и научных статей. Наиболее полно указанные вопросы рассмотрены в трудах А.П. Акользина, Н.Н. Манькина, Н.М. Дятловой, Н.В. Ивановой Л.С. Петрова и др. [4, 33, 39, 57, 58, 73]
В течение нескольких лет кафедра "Промышленной теплоэнергетики" и ОАО "Череповецкий "Азот" ведут работы по изысканию путей снижения и исключения образования накипи на поверхностях теплообмена и защиты от коррозии.
Актуальность работы
В процессе работы теплотехнического оборудования при использовании жесткой воды на поверхностях нагрева образуются твердые отложения, которые принято называть накипью. Накипь обладает высокими механическими свойствами и низкой теплопроводящей способностью и поэтому является причиной ряда технических сложностей и дополнительных затрат при эксплуатации теплового хозяйства предприятий:
- накипь и отложения приводят к значительному перерасходу топлива
и, соответственно, снижению коэффициента полезного действия
котлов. Так, при наличии накипи толщиной 1мм котел перерасходует в
среднем 2-3 % топлива, а 4-5 мм - 8-Ю % [62]. С ростом потребления
топлива увеличивается и количество вредных выбросов в атмосферу;
- при остановке котла требуется выполнить трудоемкую и
дорогостоящую очистку котлов и теплообменной аппаратуры от
накопившихся накипи и отложений. В период между чистками накипь
и отложения образуются вновь;
- низкая теплоотдача накипи и отложений приводит к сильному перегреву металлических поверхностей нагрева, из-за чего в трубах появляются трещины, вздутия и деформации. Это является причинами
аварий, сокращением межремонтных сроков и увеличением затрат на ремонт и обслуживание;
накипь и отложения уменьшают сечение труб, увеличивая их гидросопротивление, что приводит к дополнительным потерям электроэнергии в насосном оборудовании на перекачку воды;
перегрев металла, несвоевременная и некачественная очистка неизбежно приводят к сокращению срока службы котлов в 2+3 раза [62]; к неоправданным затратам на приобретение и монтаж новых котлов, взамен вышедших из строя.
Вели не принимать каких-либо специальных мер, за год может образоваться 200-2000 кг накипи в котлоагрегате, вырабатывающем 100 т пара в час [62].
Таким образом, предотвращение накипеобразования и защита от коррозии являются одной из актуальных проблем, связанных с эксплуатацией теплотехнического оборудования.
Целью работы является исследование взаимодействия реагентов (фосфанола в комплексе с нейтрализующим амином - морфолином) на теплопередающие поверхности котельных установок и разработка мероприятий по защите поверхности нагрева от коррозии, накипи и отложений.
Научная новизна заключается в следующем:
1. Разработана математическая модель теплообмена с учетом толщины
слоя и состава отложений на внутренней поверхности труб. Проведено
исследование влияния толщины и состава отложений на тепловое состояние
труб. Получены зависимости для оценки и прогноза ресурса работы труб в
условиях образования отложений на их внутренней поверхности.
2. Исследовано влияние фосфатного реагента отечественного
производства - фосфанола в комплексе с нейтрализующим амином -
10 морфолином на процесс образования защитной пленки на поверхностях пароводяного тракта котельных установок.
Установлена оптимальная массовая концентрация морфолина и фосфанола в питательной воде, способствующая устойчивому образованию пленки для котлов разного давления. Исследовано термическое сопротивление защитной пленки на экспериментальной установке, а также влияние образующейся защитной пленки на коэффициент теплопередачи.
Установлено, что термическое сопротивление защитной пленки, образующейся при применении новых реагентов, в три с половиной раза меньше, а коэффициент теплопередачи в семь с половоиной раз выше аналогичных параметров при применении традиционных схем обработки питательной воды (схемы амминирования и фосфатирования).
Достоверность научных положений и выводов подтверждается результатами проведенных экспериментов, опытными данными других авторов и промышленными испытаниями.
Практическая значимость работы:
1. Установлено, что для снижения температуры поверхности труб,
увеличивающейся в результате образования отложений, необходимо
своевременно увеличивать интенсивность теплообмена. При достижении
определенной толщины слоя отложений, соответствующей критическому
значению перепада температур по толщине трубы, их необходимо выводить
из эксплуатации. Предложена методика определения температурного
ресурса работы труб в условиях накипеобразования.
2. Разработана последовательность операций по приготовлению
растворов морфолина и фосфанола, правила работы с этими реагентами на
основе существующих по проекту схем амминирования и фосфатирования
питательной воды котлов.
З. На основе использования методов расчета произведен анализ и даны рекомендации по применению реагентов на котлах различной мощности, применяемых на промышленных предприятиях.
Результаты теоретических и экспериментальных исследований прошли проверку в промышленных условиях и рекомендованы к внедрению в технологиях водоподготовки не только на котлах средней мощности, но и на других видах теплотехнического оборудования.
Практическая ценность и перспективность разработок подтверждены протоколами совещаний специалистов ОАО "Череповецкий "Азот".
Апробация работы, публикации. Настоящее диссертационное
исследование проводилось автором на ОАО "Череповецкий "Азот" в цехе
пароводогазоснабжения и центральной лаборатории объединения; на
кафедре "Промышленная теплоэнергетика" Череповецкого
государственного университета.
Основные разделы работы были представлены на Международной научно-технической конференции "Повышение эффективности теплообменных процессов и систем" (Вологда, 1998г), XIII межвузовской военно-научной конференции (Череповец, 1999г), II Международной научно-технической конференции "Повышение эффективности теплообмена процессов и систем" (Вологда, 2000г), IV межвузовской конференции молодых ученых (Череповец, 2003г), I общероссийской научно-технической конференции "Вузовская наука - региону" (Вологда, 2003г), а также на совещаниях специалистов ОАО "Череповецкий "Азот".
По результатам диссертационной работы опубликовано семь печатных работ.
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения и четырех глав, заключения с основными выводами, списка литературы и приложений. Она изложена на 167 страницах, содержит 132 страницы основного текста,
12 42 рисунка, 99 наименований литературы и два приложения на 35 страницах.
На защиту выносятся:
- исследования термического сопротивления защитной пленки на
поверхностях теплообмена методами регулярного теплового режима
первого рода;
- техническая разработка экспериментальной установки для измерения
теплопроводности при температурах, близких к комнатным;
конструктивно-технологические решения по применению реагентов отечественного производства для образования защитной пленки на поверхностях нагрева;
рекомендации по использованию реагентов на котлах различной мощности, применяемых на промышленных предприятиях.
Способы защиты поверхностей нагрева от накипи и защита их от корроз ии
Очистка теплообменных поверхностей от накипи и отложений в настоящее время проводится по двум направлениям: механическая очистка и химическая очистка.
Механическая очистка заключается в высверливании из труб накипи и отложений. Этот процесс трудоемок, дорог и, к тому же, применим не для всех котлов. Кроме того, механический способ очистки не дает полной очистки поверхностей труб. Химическая очистка - растворение накипи растворами сильных минеральных кислот (соляной, серной, плавиковой, фосфорной), реже растворами органических кислот и комплексонами (ЭДТА, трилон Б, ОЭДФ, НТФ, дифалон и др.) [17, 24, 32, 33, 37, 52, 59]. Растворы минеральных кислот достаточно токсичны, неудобны в обращении, требуют индивидуальных средств защиты, а также способов нейтрализации и обезвреживания, большинство из них агрессивны к конструкционным материалам. Предлагается в последнее время для проведения химической очистки применять технические моющие средства (ТМС) на основе сульфамалеинового ангидрида [57]. Этот способ пригоден для очистки поверхностей котлов при загрязненности не более 2000 г/м2; концентрированный раствор ТМС сильно дымит и имеет резкий запах -необходимо соблюдать требования техники безопасности. Кроме того, при проведении химических очисток раствором ТМС, следует проводить химический контроль технологического процесса очистки, который позволяет определить его окончание.
Оба эти способа очистки котлов проводят при их остановке, т.е. являются эксплутационно-ремонтными мероприятиями, не предусматривают защиту от коррозии и накипь между чистками образуется вновь.
Следовательно, чтобы котельные агрегаты работали надежно и экономично, необходимо стремиться к безнакипьному режиму работы испарительных элементов котла, защитить их от коррозии. Этого можно достичь при проведении ряда мероприятий, включая в первую очередь обработку питательной воды.
Чтобы создать внутрикотловой водный режим необходимо иметь определенный химический состав котловой воды, обеспечивающий получение пара высокого качества и не вызывающий коррозию металла. Основные параметры по качеству котловой воды приводятся в табл. 1.1. [76] Обычно прибегают к четырем способам уменьшения образования накипи на поверхностях, омываемых котловой водой: - подготовка питательной воды. Примеси из воды удаляются в два этапа: предварительная водоподготовка, включая умягчение известкованием, коагуляцию и фильтрацию, что позволяет удалить из воды взвешенные вещества и большую часть солей жесткости; дальнейшее обессоливание с помощью ионообменных установок, что позволяет удалить из воды оставшиеся соли в соответствии с требованиями, предъявляемыми к питательной воде; - продувка котлоагрегата для удаления избыточных солей; - внутрикотловая обработка воды; в дополнении подготовке питательной воды, на данном этапе вводятся химикаты, препятствующие образованию накипи; - в случае котлов высокого давления, когда требуется вода высокого качества, некоторые системы включают в себя дополнительную деминерализацию конденсата (фильтр смешанного действия).
В сравнительно чистых системах котловой воды и конденсата коррозия вызывается, в основном, кислородом и углекислым газом, растворенными газами, обычно присутствующими в воде.
Кислородная коррозия возникает в самом котле, а также в паро- и конденсатопроводах. Ее предотвращение может производиться; - механически с помощью деаэратора, который снижает концентрацию кислорода до 7 мкг/л и ниже; - химически с помощью удалителей кислоты.
Исследование влияния отложений и накипи на тепловое состояние труб
При неизменном наружном диаметре трубы d2 и малоизменяющемся d d, отношении —— = —І- постоянство величины теплового потока сохраняется при постоянной величине произведения XyKB-At. Учитывая это обстоятельство, легко определить, насколько изменится температура между наружной и внутренней поверхностями при увеличении толщины слоя отложений. Из (2.3) следует 2 d, -In At.-—4sL.q. (2.4) 2 A, :жв
На рис. 2.2 представлена зависимость температурного перепада At от тепловой нагрузки и коэффициента эквивалентной теплопроводности. Из рисунка видно, что с увеличением толщины слоя отложений и уменьшением коэффициента их теплопроводности перепад температур по толщине стенки трубы увеличивается. Увеличение тепловой нагрузки на наружную поверхность трубы также приводит к увеличению перепада температуры по толщине стенки трубы. На рис. 2.3 показано влияние толщины слоя отложений на перепад температуры по толщине стенки трубы. Видно, что с увеличением толщины слоя отложений перепад температуры по толщине стенки трубы возрастает. Х„ Вт/(мК) Л 60; 50 і 40 \ \ 30 \ 20 - \ .,." "- 0 і г- г- -- —, 1 1 , —г - , 1 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 1.6 1.8 2 8с мм Рис.2.1, Зависимость коэффициента эквивалентной теплопроводности от толщины слоя отложений. - - Хты = 2 Вт/(м-К); -Лми = 4Вт/(м-К); — - Л«и = 6 Вт/(м-К). Например, при толщине слоя отложений 8отл = 2 мм перепад температуры по толщине стенки трубы более чем в два раза превышает первоначальный.
Поэтому для увеличения температуры внутренней поверхности трубы, уменьшающейся в результате образования отложений, необходимо своевременно увеличивать интенсивность теплообмена, а при достижении перепада температуры по толщине стенки трубы некоторого критического значения выводить их из эксплуатации. At, С Ъ»?Вт/(мК) 5 10 15 20 ЗО 30 35 40 Рис. 2.2. Зависимость перепада температур по сечению трубы от коэффициента эквивалентной теплопроводности. = 6,6- 104Вт/м2;= 10 104 Вт/м2; q = 15 L04 Вт/м2
С учетом соотношений (2.2), (2.4) получена зависимость продолжительности работы труб тт до текущего ремонта от интенсивности накипеобразования а на внутренней поверхности трубы: hi ІЬ.) (2.5) 1 R, 3.858-КГ тт = где а - интенсивность накипеобразования, г/(м ч); 3,858-10 - переводной множитель, учитывающий физические свойства отложений; R] - внутренний радиус трубы, м; R2 - наружный радиус трубы, м; Ъ = const, зависящая от теплофизических свойств накипи, материала труб и перепада температуры по толщине стенки трубы.
Полученное расчетное соотношение использовано для определения срока службы труб котла до чистки их внутренней поверхности от слоя отложений. В результате вычислений получены зависимости продолжительности срока службы труб котла от вида интенсивности накипеобразования и допустимого перепада температуры по толщине стенок труб. Рис. 2.3. Зависимость перепада температуры по сечению трубы от толщины слоя отложений. — -3 = 6,6- 104Вт/м2; -д=10- 104Вт/м2; =15- 104Вт/м2 Яотл = 6 Вт/(м-К)
На рис. 2.4 показана зависимость продолжительности работы труб до очистки внутренней поверхности от интенсивности накипеобразования. Из рисунка видно, что с увеличением интенсивности накипеобразования срок службы труб до очистки уменьшается. Для проведения расчетов были приняты следующие значения параметров; R2 = 0,03м; R = 0,027 м; X = 50 ВтУ(м-К); b = 0,01; 0,025 и 0,05. Зависимость продолжительности работы труб от интенсивности накипеобразования. = 0,01; - 0,025; 0,05
Расчеты выполнены для трех значений превышения перепада температуры по толщине стенки трубы конечного периода эксплуатации относительно перепада температуры по толщине стенки трубы в начальный период: 20% (кривая 1), 50% (кривая 2) и 100% (кривая 3).
Резуьлтаты вычеслений параметров для построения графических зависимостей Ажв, At от толщины слоя отложений 6 изменяющихся коэффициентов теплопроводности слоя отложений Аот;г и плотности теплового потока между внутренней и наружной поверхностями трубы q представлены в приложении 1.
Методы регулирования теплового режима первого рода.
При исследовании тепловых параметров методом нестационарного теплового потока используются решения дифференциальных уравнений теплопроводности:
Экспериментальные исследования на промышленном объекте
При проведении эксперимента и для обработки данных производились замеры площади образцов с использованием штангенциркуля, взвешивание образцов на аналитических весах, снятие показаний температуры с переносного потенциометра ПП-63 и замеры текущего времени по секундомеру.
Погрешности измерений для диапазона измеряемых в эксперименте величин составляют: - при измерении площади (два замера) 0,005 + 0,005 = 0,01 - 0,34%; - при взвешивании-0,01%; - при измерении температуры (0,5% от диапазона температур) -0,235%; - при измерении времени секундомером с погрешностью 0,5 с -0,83%.
Суммарная абсолютная погрешность всех измерений составляет Л„ш = 0,34 + 0,01 + 0,235 + 0,83 = 1,406%.
Погрешность измерений, составляющая 1,406% не отразится на общей картине исследования влияния образующейся защитной пленки при применении реагентов и определение термического сопротивления.
В центральной лаборатории ОАО "Череповецкий "Азот" с 1995 г. были проведены исследования по возможности использования вместо тринатрий-фосфата фосфатных реагентов фирмы "Налко Кэмикал" "Налко D-4686/R", "Налко Три-акт. 1801", а также исследовался реагент гидразин-гидрат и были выданы рекомендации по применению реагентов для обработки питательной воды котлов среднего давления цеха паро водо газоснабжения. При осмотре котла ГМ-50-1 №1 было обнаружено, что поверхность его покрыта защитной пленкой, кроме того, такой же пленкой покрыт и паровой тракт. Ранее образовавшиеся язвы ""залечились", отсутствуют отложения накипи. Содержания общего железа в паре снизились в три раза (с 0,09 до 0,03 мг/л), повысился рН пара (с 5 6 до 6,8-5-7), содержание кислых газов (СОг) снизилось с 9-40 до 5 мг/л (при норме 20 мг/л). Снизилась скорость коррозии стального оборудования: в котловой воде до 0,075 мм/год, в паровой фазе до 0,003 мм/год.
При введении в питательную воду фосфатного реагента отечественного производства - фосфанола в этой же концентрации (по РО/"), что и реагент "Налко D-4686/R", в комплексе с нейтрализующим амином -морфолином, были получены аналогичные результаты.
В 1995 г. с июня по ноябрь обработка нейтральной воды не проводилась из-за отсутствия реагентов. При осмотре котла ГМ-50-1 №1 было обнаружено, что ранее образовавшаяся пленка разрушилась. Внутренняя поверхность котла покрылась слоем рыхлой ржавчины. На поверхности котла по границе раздела фаз и на опускных трубах видны следы коррозии в виде язв.
Результаты исследования сведены в табл. 3,3.
Из результатов исследования видно, что при вводе новых реагентов для обработки питательной воды котлов снижается скорость коррозии, а значит, улучшается качество внутренних поверхностей котла, что позволяет увеличить выработку пара при этом же потреблении природного газа.
После определения скорости коррозии в Центральной лаборатории объединения ОАО "Череповецкий "Азот" и проведений расчётов по системе дозирования и приготовления растворов морфолина и фосфанола была осуществлена серия опытов с образцами-свидетелями. Эксперимент проводился в условиях лаборатории кафедры "Промышленная теплоэнергетика" Череповецкого государственного университета.
Основой для методики проведения опытов послужили уже известные методы подобных исследований [66].
Объектом исследования по обработке питательной воды фосфанолом и морфолином был выбран котел ГМ-50-1 с давлением 4,0 МПа, установленный в цехе пароводогазоснабжения ОАО "Череповецкий "Азот", Исследования проводились в три этапа: без обработки питательной воды, с применением фосфанола в комплексе с морфолином и с применением тринатрийфосфата.
Для проведения испытания были подготовлены образцы-свидетели из стали 20, которые тщательно взвешивались (с точностью до шестого знака) и измерялась их площадь. Образцы маркировались и были помещены в барабан котла. Место установки образцов было определенно на трех уровнях - паровая фаза, граница раздела фаз и котловая вода. После испытания образцы взвешивались (определялась потеря массы), определялась скорость коррозии и проводились металлографические исследования на базе лаборатории коррозии ЦЛО "Череповецкий "Азот".
Приготовление и подача растворов в питательный тракт котельной установки
Приготовление раствора фосфанола производится в расходных баках, куда загружается фосфанол и по трубопроводу 057x2,5 подается обессоленная вода (рис. 4.2), Для перемешивания раствора схемой установки предусмотрен центробежный насос рециркуляции раствора.
Приготовленный рабочий раствор фосфанола подать во всасывающий коллектор питательных насосов, для чего: - включить вентили на трубопроводе раствора фосфанола от расходного бака до насосов-дозаторов; - включить вентили на напорном трубопроводе раствора фосфанола от насосов-дозаторов до всасывающего коллектора ПЭНов; - включить в работу один из насосов-дозаторов; - изменением хода плунжера отрегулировать подачу требуемого количества раствора.
Водяной пар используется в энергетике для привода паровых турбин, а также как греющая среда в технологических процессах (нагревание, сушка, выпаривание и т.д.) и в быту (отопление, горячее водоснабжение).
Для получения водяного пара или нагревания воды используются котельные установки. В зависимости от вида вырабатываемого рабочего тела котельные установки подразделяются на паровые и водогрейные. Паровая котельная установка служит для получения водяного пара заданных параметров, водогрейная - для нагревания воды до определенной температуры.
В зависимости от производительности различают котельные установки малой (до 20 т/ч), средней (20 - 75 т/ч) и большой (свыше 100 т/ч) производительности. По величине давления котельные установки бывают низкого (до 3 МПа), среднего (3 - 7,5 МПа), высокого (10 - 15 МПа), сверхвысокого (15 - 22,5 МПа) и сверхкритического (более 22,5 МПа) давления.
Тепловые электростанции и промышленные котельные располагают большим парком котельных агрегатов различных параметров пара и производительности. Характеристика барабанных и прямоточных котлов приведена в табл. 4.1 [4].
Котельная установка состоит из котельного агрегата и вспомогательного оборудования. Котельный агрегат является основным элементом котельной установки и включает комплекс элементов, предназначенных для сжигания топлива и передачи тепла от продуктов сгорания к рабочему телу (воде и пару). Вспомогательное оборудование предназначено для подготовки и подачи топлива и воды в котельный агрегат, удаления золы и шлака, дымовых газов и подачи воздуха для горения топлива (тягодутьевая установка), а также для контроля и автоматического регулирования режима работы агрегата. Источником тепловой энергии в котлоагрегате служит органическое топливо.
Топливо подается в топку 17 через горелки 13. Из топки горячие продукты сгорания направляются в газоход, где расположен пароперегреватель 4, и далее поступают в конвективную шахту, в которой помещены экономайзер 5 и воздухоподогреватель 11. Дымососом 7 дымовые газы отсасываются из котельного агрегата и через дымовую трубу 6 выбрасываются в атмосферу.
Воздух на горение подается вентилятором 10. Предварительный подогрев воздуха (до топки) осуществляется в рекуперативном воздухоподогревателе 11 за счет тепла дымовых газов.
Принципиальная схема паровой котельной установки показана на рис. 4.3. Вода, прошедшая предварительную химическую и термическую обработку (она называется питательной), питательным насосом 8 нагнетается через экономайзер 5, где происходит ее подогрев, в барабан котла 18. В барабане питательная вода смешивается с водой, находящейся в контуре котла (котловая вода). По опускным трубам 14 котловая вода поступает в нижние камеры (коллекторы 12) и направляется в экранные испарительные трубы 15, где за счет тепла горения топлива вода подогревается до температуры кипения и превращается в пар.
Образующийся пар вместе с кипящей водой (пароводяная смесь) направляется в барабан котла 18, где происходит сепарация (отделение воды от пара).
Движение воды в опускных и экранных трубах происходит за счет разности плотностей воды (в необогреваемых трубах 14) и пароводяной смеси (в обогреваемых трубах 15). Пар по пароотводящим трубам 2 направляется в пароперегреватель 4 и из коллектора 3 поступает к потребителю.
Для уменьшения потерь тепла в окружающую среду, герметизации конструкций и создание безопасных условий работы и обслуживания топка и газоходы котельного агрегата изолируются огнеупорными и теплоизоляционными материалами, которые объединяются термином "обмуровка".
На рис. 4.3 не показаны установки для химической очистки воды от содержащихся в ней солей и термической очистки от растворенных газов (С02, N2, О2), здание, в котором располагается котельная установка, и т.д.
При сжигании твердого топлива перед дымососом устанавливают золоотделители для очистки дымовых газов от золовой пыли, а перед горелками - систему приготовления топлива.
