Почему не работали ЦТП в Омске

При строительстве новых микрорайонов в городе Омске начали сооружать централизованные тепловые пункты (ЦТП), в которых горячая вода с ТЭЦ подавалась как теплоноситель для обогрева холодной питьевой воды, непосредственно проходящей через теплообменник, а затем подавалась в дома для открытого водоразбора. Теплоноситель, пройдя теплообменник, нагрев холодную питьевую воду, возвращался на ТЭЦ. Данная технология сокращала расходы химических реагентов, снижала количество сбросных сточных высокоминерализованных вод с ВПУ ТЭЦ.

Однако уже в начальной стадии работы ЦТП они вызвали разочарование у населения. Так, в результате интенсивной внутренней коррозии трубопроводов подачи горячей питьевой воды с ЦТП произошли аварии, в результате были затоплены горячей водой квартиры жильцов новых построенных домов. Пострадавшие жильцы одного из домов подали заявление в судебные органы по возмещению материального ущерба. Прокуратура Кировского района г. Омска обратилась в РУ Омскэнерго с просьбой выделить специалиста для проведения технической экспертизы и выяснения причин аварии.

Химической службе Омскэнерго было поручено выявить причину аварийной ситуации. На первоначальном ознакомительном этапе

– были отобраны пробы теплоносителя и нагреваемой питьевой воды до и после теплообменника;

– визуально осмотрено состояние коррозионных внутренних поверхностей участков трубопроводов;

– изучена рабочая проектная документация технологической схемы нагрева воды в ЦТП и системы открытого водоразбора дома пострадавших жильцов.

Проведенный анализ показал, что теплоноситель до и после теплообменника отвечал требованиям по качеству установленным нормам.

В питьевой холодной и горячей воде выявлено высокое содержание коррозионно-агрессивных компонентов: растворимого кислорода и свободной угольной кислоты, так как рабочей проектной документацией не предусматривалось удаление этих агрессивных газов (О₂, СО₂) из исходной воды.

С повышением температуры нагрева исходной воды до (60–70 °С) активность агрессивных газов (О₂, СО₂) возрастает. При этом совместное присутствие в больших количествах в воде растворенного кислорода и свободной угольной кислоты повышает интенсивность коррозии металла.

Итак, причиной аварии системы горячего водоснабжения дома явилось нарушение водно-химического режима. Основной виновник – проектная организация – не предусмотрела способы удаления коррозионно-агрессивных компонентов из исходной воды.

Причина высокой аварийности систем теплоснабжения
в Советском районе г. Омска

Основным производителем теплоносителя в Советском районе является ТЭЦ‑3, затем теплоноситель предприятием «Тепловые сети» передается посредникам города: ПТСК «Теплокомунэнерго» и жилищным управлениям (ЖКУ).

Технологическая схема водоподготовки – это Na-катионирование, деаэрация.

В 80-х годах со стороны руководства Омскэнерго велся жесткий контроль за качеством теплоносителя. Посредник ПТСК также вел контроль, часто производя совместный отбор теплоносителя на определение качественных показателей. Мне (Э.П. Гужулеву), как начальнику химической службы, еженедельно приходилось отчитываться перед зам. главного инженера за состояние водно-химического режима тепловых сетей города. Почти ежемесячно отчитывались главные инженеры ТЭЦ и теплосети за имеющиеся отступления водно-химического режима ТЭЦ и тепловых сетей.

Были и производственные трудности, что приводило к частичному повышению содержания кислорода и углекислоты в подпиточной и сетевой воде, но это отрицательно сказывалось на первоначальных трубопроводах теплоносителя от ТЭЦ. Повышенную интенсивность коррозии трубопроводов теплосети по ул. Нефтезаводская и пр-ту Мира специалисты объясняли блуждающими токами, так как вдоль коллекторов теплоносителя были проложены рельсы трамвайного пути.

В 90-х годах трамвайный путь с этих улиц был убран, ТЭЦ-3 перевели на природный газ, коллекторы теплоносителя заменили на трубопроводы с утолщенной стенкой.

Но в период рыночных отношений началось интенсивное разрушение тепловых сетей домов и квартир жильцов района. В отдельных квартирах было более пяти свищей на одном метре, устранялись они установкой хомутов различных скруток, поэтому в квартирах жильцов проводились частые аварийные сварочные работы. Все это напомнило ситуацию на птицефабриках Омской области при нарушении водно-химического режима. Не работая уже 10 лет в данном направлении, для меня (Э.П. Гужулеву) было загадкой в чем же истинная причина?

Высококвалифицированные специалисты остались по-прежнему у руля водоподготовительных установок на ТЭЦ-3. Однако условия изменились, так простая поваренная соль (NaCl) оказалась дефицитной позицией. Несмотря на высокую квалификацию, специалист не может произвести регенерацию Na-катионитных фильтров из-за отсутствия химического реагента. Природный газ, мазут оказались постоянной проблемой для ТЭЦ. Химический контроль за качеством теплоносителя был сведен практически к нулю, объяснения одни: нет бензина или автомашины для отбора проб теплоносителя. Частично выполненные анализы по теплоносителю (сетевой воды) указывали на грубейшие нарушения водно-химического режима. Так, содержание растворенного кислорода составляло более 200 мкг/дм³, причем анализ выполнялся по упрощенной методике и не давал точности результатов, чтобы не показывать, во сколько раз превышена норма (например, содержание свободной углекислоты составляло 0,88 – 4 мг/дм³ при норме её отсутствия.

Очень важный показатель качества сетевой воды – рН не определялся. Согласно нормам ПТЭ 4.8.39, фактический показатель должен быть равен 8, рН сетевой воды был ниже 8, так как в ней находилось большое количество свободной углекислоты.

Известно, что увеличение рН при Na-катионировании до 9,5–10 позволяет примерно в 10 раз снизить повреждаемость трубопроводов от внутренней коррозии. Это обеспечивается формированием на поверхности трубы защитной железо-оксидной пленки. Но одновременно с повышением рН необходимо нормировать содержание растворенного кислорода в сетевой воде.

Производитель теплоносителя не осуществляет периодическую силикатную обработку подпиточной воды, что отрицательно действует на консервацию тепловых сетей в период окончания отопительного сезона. Снятые индикаторы внутренней коррозии с выводов с ТЭЦ, концевых участков, а также с промежуточных углов магистрали указывают на аварийную коррозию. Производители и посредники подачи теплоносителя не обеспечивают консервацию тепловой сети, а также внутренних систем жилищно-бытовых помещений муниципальной собственности химически очищенной деаэрированной водой.

Указанные нарушения водно-химического режима не только ускоряют коррозионные процессы, но и повышают интенсивность отложений на внутренних поверхностях труб теплоносителя и нагревающих систем, что влечет за собой ухудшение теплопередачи.

Почему высока коррозионная аварийность
на новых трубопроводах теплосети?

Часто техническими специалистами жилищных управлений задается вопрос, почему только что замененные в доме трубопроводы системы теплоснабжения на новые, прослужив всего 2–3 года, подвергаются коррозионной аварийности. При этом, обвиняются металлургические заводы, якобы поставляющие бракованные трубы.

Однако, несмотря на переход в новые рыночные отношения «отраслевой диктат» продолжает действовать и в настоящее время. Каждый отраслевой специалист стремится найти причину своих недоработок, бед в другой отрасли, технически не обосновывая свое обвинение.

Но необходимо направить интересующихся этой проблемой к научно-экспериментальным исследованиям о влиянии химического состава стали на ее коррозионное поведение в воде теплосети, проведенным Балабан-Ирмени Ю.В; Шерементьевым О.Н. и опубликованным в десятом номере журнала «Электрические станции» за 1998 г.

Действительно для определения причин агрессивности сетевой воды и способов ее снижения проведен комплекс стендовых и технологических исследований. Они проводились на стендовых установках Всесоюзного теплотехнического института (ВТИ) по специальной методике, позволяющей оценить отклонения углеродистой стали перлитного класса к локальной коррозии в реальных условиях работы теплосети (деаэрация, температура, скорость движения жидкости). Использовалась реальная вода теплосети и искусственно создаваемые силикаты этой воды. В результате экспериментальных исследований были обнаружены цепочки глубоких язв по нижней образующей трубопроводов на трубах из стали 20 и стали 10. На некоторых трубах того же магистрального трубопровода глубокие язвы отсутствовали. Эти трубы были изготовлены из стали 17Г1С, со значительно отличающимся от предыдущих сталей химическим составом.

В результате исследований сталь 17Г1С была рекомендована для использования при прокладке и монтаже новых трубопроводов теплосети. В результате экспериментов, проведенных на стендовых установках, было показано, что основной причиной коррозионной агрессивности сетевой воды теплосети являлось высокое содержание сульфатов, причем даже его снижение с 350 до 200 мг/дм³ не исключило дальнейшую коррозию. Влияние хлоридов при высоком уровне концентрации ионов практически отсутствует.

Следовательно, прежде чем поставить новый трубопровод, необходимо знать качественный химический состав исходной природной воды (содержание активаторов коррозии: сульфатов, хлоридов, органических соединений), а также качество подпиточной и сетевой воды в теплосети по основным коррозионно-активным составляющим:

– содержание свободной угольной кислоты;

– растворенного кислорода,

– значение рН для систем теплоснабжения.

Основной причиной интенсивной коррозии новых трубопроводов теплосети Советского района г. Омска являлось высокое содержание в теплоносителе:

– растворенного кислорода, превышающее норму в 10 раз;

– свободной угольной кислоты до 4 мг/дм³ при норме отсутствия ее;

– низкое значений рН сетевой воды (меньше 8) при норме 8,3–9.

Коррозия, протекающая в присутствии угольной кислоты, приводит к загрязнению воды твердыми продуктами коррозии. Причиной непрочного сцепления окислов с подвергшейся коррозии поверхностью металла является восстанавливающее и отслаивающее действие на окисные пленки образующегося атомарного и молекулярного водорода. Этим объясняется тот факт, что кислородная коррозия стали в присутствии угольной кислоты протекает практически без замедления: вследствие неустойчивости окислительных пленок поступление кислорода к поверхности металла с течением времени не уменьшается, и коррозия под действием его продолжается с неизменной скоростью.

Максимальная скорость коррозии протекает при температуре 60 – 70 °С.

В закрытых системах, например в поверхностных подогревателях, где нет условий для удаления кислорода, нагрев воды приводит к непрерывному увеличению скорости коррозии. Повышение температуры воды, содержащей угольную кислоту, усиливает диссоциацию молекул последней с соответствующим увеличением концентрации ионов водорода и скорости коррозии.

При повышении температуры скорость коррозии с выделением водорода непрерывно возрастает. Таким образом, при наличии угольной кислоты (особенно в горячей воде) процесс коррозии развивается с заметным выделением водорода даже в присутствии растворенного кислорода. Образующийся водород в этих условиях кислородом воздуха не окисляется.

Итак, практический опыт показал, что порой недооценка водно-химического режима, отдельными техническими специалистами котельных, ТЭЦ, тепловых сетей приводит к выходу из строя теплоэнергетического оборудования и систем отопления домов и квартир простых жителей, которые регулярно оплачивают за теплоноситель. Интенсивность отложений на внутренних поверхностях нагревающих систем, влечет за собой и ухудшение теплопередачи.

Сюрпризы природы?

Белое море наступает на Архангельск

21 декабря 1992 г. на ВПУ ТЭЦ Архангельска, являющейся основным источником энергоснабжения города и ряда промышленных предприятий, резко поднялось солесодержание исходной воды: с 300 до 3500 мг/дм³, т.е. более чем в 10 раз. На ТЭЦ установлены шесть котлов высокого давления, которые «переваривают» только глубоко обессоленную воду (солесодержание меньше 2 мг/дм³).

Обессоливающая установка ВПУ может перерабатывать воду только с солесодержанием не выше 500 мг/дм³. При более высоком содержании солей ВПУ начинает работать только для восполнения водой собственных нужд.

За несколько часов работы ТЭЦ все запасы обессоленной воды (3000 м³) были исчерпаны.

Пришлось прекратить подачу пара сторонним потребителям, и эти предприятия остановились. Затем был закрыт разбор горячей воды в городе и еще позже практически было прекращено отопление больших массивов домов. Пять котлов один за другим и все турбины пришлось вывести в резерв, а в работе оставить лишь один котел № 1, снизив в нем давление пара с 14 до 4,0 МПа и переведя его на питание Na-катионированной водой.

Персонал станции не мог понять причины столь значительного и быстрого подъема солесодержания исходной воды в протоке дельты р. Северная Двина, откуда ТЭЦ брала воду для охлаждения конденсаторов турбоагрегатов и питания ВПУ.

Рассматривались версии сброса сточных вод на каком либо предприятии, расположенном выше ТЭЦ по реке, а также возможность «нагона» воды из Белого моря.

Вторая версия сначала казалась маловероятной, поэтому водозабор ТЭЦ находился на расстоянии 60 км от устья реки.

Через трое суток солесодержание исходной воды также внезапно стало резко понижаться и пришло в норму. ВПУ заработала нормально, котлы были растоплены, и ТЭЦ быстро вышла на нормальную нагрузку как по электрической мощности, так и по подаче потребителям пара и горячей воды.

В ЦКТИ была сразу же собрана группа специалистов для решения вопросов, почему так случилось и что надо сделать для предотвращения повторения подобной ситуации?

Сразу же удалось понять, что это событие не связано со сточными водами предприятий, а обусловлено «нападением» Белого моря на город.

Два глобальных явления инициировали это «нападение»:

– потепление климата на севере Европейской части России и, как следствие, – некоторое повышение уровня воды в этой части океана и Белого моря (примерно на 20 см);

– понижение дебита Северной Двины в результате усиленных вырубок леса в ее притоках.

Протоки дельты Северной Двины превратились в «слоеные пироги» из морской (внизу) и пресной (сверху) воды.

Как показали произведенные в феврале 1993 г. замеры с помощью батометров, погружающихся на различную глубину (до 10 м) и охватывавших все сечения протоков, концентрация солей по глубине отдельных точек отбора проб разнилась между собой на порядок и более (от 300 до 17 000 мг/дм³).

Белое море – самое соленое море европейской части России.

Солесодержание в нем достигает до 18 000 мг/дм³.

Учитывая факторы общеглобальной экологической ситуации, парниковый эффект, прогрессирующее исчезновение лесов, нельзя «ждать милости от природы» и в дальнейшем.

Нагоны морской воды в г. Архангельске уже частично достигли и водозабора городской водопроводной станции, расположенной на 10 км выше ТЭЦ по течению Северной Двины.

Группа специалистов в начале марта 1993 г. выдала руководству ТЭЦ и городу первоочередные и долговременные предложения по предупреждению повторения подобных аварийных ситуаций.

Основными из них являются строительство достаточно мощной паропреобразовательной установки, которая была бы в состоянии «переваривать» воду без фазы ее предварительного химического обессоливания, и создание на ТЭЦ больших запасов (на 10 дней) пресной воды.

Река Омь угрожает аварийным остановом теплоэнергетического и нефтехимического комплексов г. Омска?

В июне 1985 г. возникла большая угроза для крупных омских ТЭЦ (№3, 4), обеспечивающих электрической и тепловой энергией нефтехимический комплекс.

Окисляемость исходной воды, отбираемой с реки Иртыш резко поднялась до 50 мг О₂/дм³ при обычной окисляемости 4–8 и при максимальных значениях
14,8 мг О₂/дм³.

Были приняты все меры:

– увеличена дозировка коагулянта на предочистку;

– до максимума увеличена непрерывная продувка котлоагрегатов;

– ежесменно проводилась периодическая продувка котлов по всем нижним точкам котла;

– снижены нагрузки, для того чтобы обеспечить тепло энергоносителям нефтехимического комплекса;

– подключены научно-исследовательские институты, впервые был произведен полупромышленный научный эксперимент: для снижения окисляемости применен активированный уголь. Эффект был положительным, но конструктивные особенности не позволили внедрить это новшество.

В целях выявления виновника в повышении окисляемости воды р. Иртыш был подключен комитет Госбезопасности, так как снижения производственных нагрузок отрицательно сказались бы не только на гражданских объектах, но и объектах военного значения. Специалисты химслужбы Омскэнерго занимались конкретно исследованием воды р. Иртыш, ими были отобраны пробы промстоков, сбрасываемых непосредственно в реку. При тщательно проведенном анализе пробы до и после прохода трубопроводов подачи промышленно-хозяйственных бытовых стоков с левого берега р. Иртыш на биологические очистные сооружения, расположенные на правом берегу было обращено внимание на то, что воды правого берега р. Иртыш по окисляемости были намного выше чем середина и левый берег.

Забор исходной воды в верховье р. Иртыш показал, что повышения окисляемости при производстве питьевой воды не наблюдается.

При исследовании устья р. Омь, впадающей в р. Иртыш со стороны правого берега, пробы воды были темно-коричневого цвета. Выполненный анализ показал, что окисляемость воды составляет 70 мгО₂/дм³. Проанализированы были все сбросы в пределах г. Омска в р. Омь. Нарушений по окисляемости в сбросных водах не обнаружено. Река Омь берет начало на юго-восточной окраине Васюганской равнины и, протекая через болотистую местность Новосибирской и Омской областей, в период половодья (с мая по июль) насыщается органическими веществами, что и явилось причиной повышения окисляемости воды р. Омь и правого берега р. Иртыш. Затем пошло снижение окисляемости воды рек Омь и Иртыша.

Повторное повышение окисляемости воды р. Омь преподнесла для омских ТЭЦ (№3, 4) в июне-июле 1995 г. Но причина была уже известна, исследования десятилетней давности вод р. Омь и р. Иртыш в 1995 г. помогли и будут помогать, потому что подобные сюрпризы периодически повторяются.

Список литературы

1. Акользин П.А. Предупреждение коррозии оборудования технологического водо- и теплоснабжения.: М. Металлургия. 1988. 96 с.

2. Акользин П.А. Коррозия и защита металлов теплоэнергетического оборудования. М.: Энергоиздат. 1982. 304 с.

3. Акользин П.А. и др. Водный режим паротурбинных блоков сверхкритических параметров / П.А. Акользин, Т.Х. Маргулова, О.И. Мартынова. М.: Энергия 1972. 175 с.

4. Абдулаев К.М. и др. Водоподготовка на ТЭС при использовании городских сточных вод / К.М. Абдуллаев, И.А. Малахов, Л.Н. Полетаев, А.С. Соболь. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. 1988. 271 с.

5. Акользин П.А., Иванов Е.Н., Современная техника противокоррозионной защиты теплоэнергетического оборудования. Лекция. М. 1979. 34 с.

6. Белан Ф.И., Сутоцкий Г.П. Водоподготовка промышленных котельных. М.: Энергия. 1969. 327 с.

7. Белан Ф.И. Водоподготовка. М.: Энергия. 1980. 256 с.

8. Белоконова А.Ф. Водно-химические режимы тепловых электростанций М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. 1985. 246 с.

9. Вихрев В.Ф., Шкроб М.С. Водоподготовка. М.: Энергия. 1973. 416 с.

10. Громогласов А.А., Копылов А.С., Пильщиков А.П. Водоподготовка: процессы и аппараты. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. 1990. 272 с.

11. Инструкции по щелочению паровых и водогрейных котлов. ЦЕНТРОЭНЕРГОМОНТАЖ. М.: СЦНТИ ОРГРЭС 1970. 17 с.

12. Инструкция по эксплуатационному анализу воды, пара на тепловых электростанциях. М.: СПО «СОЮЗТЕХЭНЕРГО». 1979. 12 с.

13. Кострикин Ю.М. Инструкция по анализу воды, пара и отложений в теплосиловом хозяйстве. М.: Энергия 1967. 296 с.

14. Кострикин Ю.М., Мещерский Н.А., Коровина О.В. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления: Справочник. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. 1990. 252 с.

15. Лапотышкина Н.П., Сазонов Р.П. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых сетей. М.: ЭНЕРГОИЗДАТ. 1982. 201 с.

16. Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок. М.: Энергия. 1976. 238 с.

17. Мещерский Н.А. Эксплуатация водоподготовительных установок электростанций высокого давления. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. 1984. 407 с.

18. Методические указания по приложению ионитов на водоподготовительных установках тепловых электростанций. РД 34.37.526-94. М.: 1994. 38 с.

19. Пааль Л.Л. и др. Очистка природных и сточных вод. Справочник / Л.Л. Пааль, Я.Я. Кару, Х.А. Мельдер, Б.Н. Репин. М.: Высш. шк. 1994. 336 с.

20. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. (МИНЭНЕРГО России М.:СПО ОРГРЭС, 2003.

21. Рекомендации по выбору систем теплоснабжения (открытых, закрытых) с учетом качества водопроводной воды. М.: СОЮЗТЕХЭНЕРГО. 1989. 7 с.

22. Стерман Л.С., Покровский В.Н. Химические и термические методы обработки воды на ТЭС. М.: Энергия. 1981. 232 с.

23. Стерман Л.С., Покровский В.Н. Физические и химические методы обработки воды на ТЭС. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. 1991. 328 с.

24. Сутоцкий Г.П. 100 случаев аварийных ситуаций в теплоэнергетике по вине водно-химического режима. Екатеринбург. 1993. 234 с.

25. Питьевая вода и водоснабжение населенных мест: СанПиН 2.1.4.559-96. М.: 1996. 110 с.

26. Водоснабжение, наружные сети и сооружения: СНиП 2.04.02-84. М.: 1985. 134 с.

27. Типовая инструкция по эксплуатационным химическим очисткам водогрейных котлов. М.: СОЮЗТЕХЭНЕРГО. 1980. 28 с.

28. Тебенихин Е.Ф., Гусев Б.Т. Обработка воды магнитным полем в теплоэнергетике. М.: ЭНЕРГИЯ. 1970. 144 с.

29. Тебенихин Е.Ф. Безреагентные методы обработки воды в энергоустановках. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ. 1985. 142 с.

30. Копылов А.С., Лавыгин В.М., Очков В.Ф. Водоподготовка в энергетике. М.: Изд-во МЭИ, 2003.

31. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов ПБ 10-574-03. М., 2003.

32. Типовой эксплуатационный регламент водно-химического режима барабанных котлов высокого давления РД 153-34.1-37531-00.

33. Руководящий документ по объему технологических измерений, сигнализации, автоматического регулирования на тепловых электростанциях РД, 2000.