В последние годы в паровых отопительных котельных и ТЭС активно применяются пароводяные струйные подогреватели-смесители УМПЭУ для нагрева сетевой воды, имеющие ряд преимуществ по сравнению с кожухотрубными и пластинчатыми теплообменниками. Принцип действия подогревателя УМПЭУ основан на смешении насыщенного греющего пара и нагреваемой воды[1].

В связи с тем, что в паре содержится свободная угольная кислота допустимое содержание которой регламентировано ГОСТ 20995, появляется вопрос о защите трубопроводов от углекислотной коррозии.

Причина образования углекислотной коррозии

При использовании для обработки подпиточной воды Na — катионирования, в химочищенной воде содержится соль NaHCO₃, которая в барабане котла разлагается с образованием углекислого газа и щелочи: NaHCO₃→NaOH+CO₂ , при этом щелочь остается в котловой воде, а углекислый газ — в паре. При конденсации пара в подогревателе происходит растворение СО₂ с образованием угольной кислоты Н₂СО₃, диссоциирущей на ионы Н⁺ и НСО₃^-. Это уменьшает водородный показатель рН сетевой воды и способствует развитию электрохимической коррозии углеродистой стали трубопровода сетевой воды с водородной деполяризацией.

Защита от углекислотной коррозии

Согласно нормам ПТЭ к качеству сетевой воды: содержание свободной угольной кислоты — полное отсутствие, содержание водородного показателя рН — не ниже 8,3 [2] (для открытых систем теплоснабжения рН=8,3...9,0, для закрытых- рН=8,3...9,5).

Для связывания свободной угольной кислоты в сетевой воде на теплосетях обычно вводят подщелачивание до водородного показателя рН, при котором свободная углекислота в воде полностью отсутствует[3]. При этом происходит связывание углекислоты по известной реакции нейтрализации: H₂CO₃+NaOH→NaHCO₃+H₂O.

Сравнительное повышение водородного показателя рН сетевой воды снижает повреждаемость трубопроводов за счет уменьшения концентрации свободной угольной кислоты в воде при рабочих температурах. Определенные значения рН достигаются добавлением в сетевую воду гидроксида натрия.

Увеличение щелочности сетевой воды вызывает возрастание рН на поверхности трубы, скорость коррозии при этом уменьшается, так как железо стали все больше и больше пассивируется в присутствии щелочи и растворённого кислорода.

Для снижения интенсивности внутренней коррозии можно отметить также успешный многолетний опыт работы тепловых сетей ОАО «Мосэнерго» с повышенным водородным показателем сетевой воды (рН=9,5-10,0 при жесткости подпиточной воды до 0,05 мг-экв/дм³ ) [4].

Применительно к подогревателям струйного типа существуют два простых способа связывания свободной углекислоты в сетевой воде:

1.На подающем трубопроводе сетевой воды установить рН-метр для постоянного контроля щелочности сетевой воды, с выполнением схемы дозированной подачи щелочи в количестве, необходимом для нейтрализации углекислоты [5]. В настоящее время выпускается широкая номенклатура измерителей водородного показателя рН с дозаторами для автоматического поддержания заданных величин рН сетевой воды.

2.Из барабана парового котла продувочную воду через дросселирующую шайбу подают в обратный трубопровод сетевой воды [6]. Количество и время подачи щелочной воды определяют расчетом или по показаниям рН-метра.

Литература

1. Куркулов М.А., Недугов А.Ф. Применение смешивающих пароводяных подогревателей воды УМПЭУ //Энергетик, 2009, № 4.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации/Министерство энергетики РФ.М.:СПО ОРГРЭС,2003.368с.

3. Щелоков Я.М. Водно-химические режимы систем коммунального теплоснабжения. www.rosteplo.ru.

4. Балабан-Ирменин Ю.В., Липовских В.М.,Рубашов А.М. Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей.М.:Энергоатомиздат, 1999.248с.

5. Белевич А.И., Крупцев А.В., Малафеев В.А. О применении паровых инжекторов в теплоснабжении //Энергетик.2001.№ 11.с.20-22.

6. Волков В.Л. Опыт эксплуатации устройства «Фисоник» в системе отопления предприятия//Энергетик.2003.№ 9.