Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра промышленной теплоэнергетики

 

 

 

 

ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ И КОНТРОЛЬ ВОДЫ В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ

Методические указания к выполнению РГР

для студентов всех форм обучения специальности 5B071700 –  Теплоэнергетика

 

 

 

Алматы 2011 г.

         СОСТАВИТЕЛИ: Джунусова Л.Р. Водно-химические режимы и контроль воды в теплоэнергетических системах. Методические указания к выполнению РГР для студентов всех форм обучения специальности 5B071700 – Теплоэнергетика, специализации «Технология воды и топлива» - Алматы: АУЭС, 2011. - 40 с.

Методические указания содержат обоснование цели и задачи, задание на РГР, содержание и объем работы с указанием всех основных разделов и рекомендации по их выполнению, а также перечень рекомендуемой литературы и нормативно-технической документации по выбору и расчету схем очистки воды и водно-химического режима.

Методические указания к выполнению РГР  предназначены для студентов всех форм обучения специальности 5В071700 – Теплоэнергетика .

Табл. _10_, библиогр. _7назв

 

Рецензент: гл.спец.-химик «Asia Water Service», А.Н. Третьякова

 

Печатается по плану издания некоммерческого акционерного общества “Алматинского института энергетики и связи” на 2010 г.

 

 

Ó НАО «Алматинский университет энергетики и связи», 2011 г.

 

Основной план 2010 г., поз  14  

 

 

                                              Содержание РГР №1

 

 

Введение                                                                                                                      3

 

 Цели и задачи  РГР                                                                                                    3    

 

1 Содержание и объем  РГР                                                                                 4

 

2 Задание на выполнение  РГР                                                                                              4

 

3 Общие методические указания по выполнению  РГР                                          7

 

3.1 Расчет тепловых нагрузок                                                                            8

 

3.2 Расход тепла на отопление                                                                           8

 

3.3 Расход тепла на вентиляцию производственных помещений                  8

 

3.4 Расчет тепловыделения в производственных помещениях и      расход тепла на нагрев материалов     9

 

3.5 Расход тепла на горячее водоснабжение                                                    9

 

4 Выбор основного оборудования ТЭЦ                                                                  10

 

4.1 Выбор турбин                                                                                              10

 

4.2 Выбор энергетических котлов                                                                   10

 

4.3 Выбор пиковых водогрейных котлов                                                        11

 

4.4 Выбор сетевых насосов                                                                              11

 

5. Выбор и расчет  установки                                                                                   11     

 

5.1 Определение производительности установки                                                     12

5.2 Схемы ионообменных водоподготовительных установок для питания парогенераторов        14

5.3 Оптимизация работы водоподготовительной установки. Анализ показателей работы ионитных фильтров с применением ЭВМ            16  

 

6.  Принципы компоновки аппаратуры  установок                                               18

 

 

 

 

                                             Содержание РГР №2

 

 

 

1 Содержание и объем РГР                                                                                      20

 

2 Задание на выполнение  РГР                                                                                 21

 

3 Водоподготовка, коррекционная обработка воды и водно-химический режим тепловых электростанций и тепловых сетей. Химический контроль                                                21     

 

4 Нормы качества пара и воды                                                                                24

 

5 Выбор и реализация водно-химического режима основного цикла,   системы теплоснабжения, оборотного водоснабжения.                                                       36

6 Организация рационального химического контроля водного режима             37                          

 

 

 

 

Введение 

Рост выработки электроэнергии обусловлен не только введением новых мощностей, но и надежностью и бесперебойной работой действующего оборудования. Поскольку вода и водяной пар являются основными теплоносителями в водном и водно-паровом тракте, то учебным планом специальности 5В071700 - Теплоэнергетика предусматривается глубокое изучение технологии подготовки воды и водно-химических режимов на тепловых электрических станциях.

Задачами курса «Водно-химические режимы и контроль воды в теплоэнергетических системах» является закрепление знаний в области проектирования водоподготовительных установок, полученных на предыдущих курсах, и изучение водно-химических режимов основного и вспомогательного оборудования. В процессе выполнения расчетно-графической работы студентам предлагается ознакомиться с правилами технической эксплуатации, изучить режимы эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химические режимы, обеспечивающие  работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей. Также студентам предлагается изучить организацию химического контроля за водно-химическим режимом.

Дисциплина является базовой для студентов специальности 5В071700 – “Теплоэнергетика” поэтому в результате ее изучения они должны обладать знаниями в области водоподготовки и водно-химических режимов: уметь выбирать технологию очистки, выбирать и рассчитывать соответствующее оборудование, выбирать и рассчитывать оптимальный водно-химический режим, выбирать схему дозирования реагентов для соответствующего водно-химического режима и составлять схему организации химического контроля за выбранным режимом.

 

          Цели и задачи РГР

 

Целью РГР является формирование и развитие у студентов умения самостоятельно приобретать научно-технические знания в соответствии с требованиями квалификационной характеристики по данному курсу и учебным планом специальности. Применение полученных знаний и решение конкретных инженерных задач при выполнении РГР воспитывает у студентов ответственность за принятые решения, а также подготавливает студентов к выполнению дипломного проекта.  

 

РГР № 1

 

1 Содержание и объем РГР

 

Семестровая работа должна содержать пояснительную записку и один лист графического материала. Пояснительная записка содержит исходные данные к работе, расчет тепловых нагрузок промышленной ТЭЦ, выбор основного и вспомогательного оборудования, принципиальную схему ТЭЦ, выбор и расчет принципиальной схемы для подготовки добавочной и подпиточной воды, оптимизацию выбранной схемы подготовки воды,

. В графической части РГР на формате А-1 приводится принципиальная тепловая схема, технологическая схема водоподготовительной установки, схема дозирования соответствующих реагентов с указанием точек отборов для химического контроля за водно-химическим режимом в соответствии с указаниями руководителя проекта и требованиями ЕСТД.

Пояснительная записка оформляется в виде рукописи в соответствии с ЕСТД и должна включать следующие структурные элементы:

-     титульный лист;

-     задание;

-     содержание;

-     основную часть (обоснование, описание, расчеты);

-     заключение, список использованной литературы.

 

2 Задание на выполнение РГР

 

В семестровой работе необходимо выполнить расчет тепловых нагрузок промышленной ТЭЦ, выбрать основное и вспомогательное оборудование, составить принципиальную тепловую схему ТЭЦ, выбрать, составить и рассчитать принципиальную схему водоподготовительной установки для восполнения потерь в цикле, оптимизировать работу водоподготовительной установки путем замены ионообменного материала.

Выбранная схема водоподготовительной установки должны обеспечить стандартную окупаемость и стандартную надежность, которые будут получены, если выбор оборудования водоподготовительной установки будет производиться с учетом параметров работы и типа основного оборудования, а также требований, предъявляемых к качеству обработанной воды, в зависимости от качества исходной воды и санитарных требований к сбросам ВПУ. Основные положения при проектировании водоподготовительных установок (ВПУ) регламентируются «Нормами технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей».

Выполнение РГР производится на основании исходных данных, составляющих задание на семестровую работу и на основании справочных данных.

Задание должно содержать следующие данные:

1) источник водоснабжения;

2) норма жилой площади на 1 жителя промышленного района;

3) давление перегретого пара, P, МПа;

4) температура перегретого пара, t, 0С.

Источник водоснабжения студент выбирает по таблице 1 (варианты задания к курсовому проекту выбираются по первой букве фамилии студента).

Таблица 1 - Источник водоснабжения

Вариант

Первая буква фамилии

Источник водоснабжения

1

А, Х

р. Урал

2

Б

р. Волга

3

В, Ц

р. Иртыш

4

Г, Ч

р. Лена

5

Д, Ш

р. Аму-Дарья

6

Е, Щ

р. Днепр

7

Ж, Э

р. Амур

8

З, Ю

оз. Балхаш

9

И, Я

р. Волхов

10

К

р. Ока

11

Л

р. Обь

12

М

р. Ангара

13

Н

Каспийское море

14

О

р. Десна

15

П

р. Дон

16

Р

р. Кама

17

С

р. Москва

18

Т

р. Тобол

19

У

р. Енисей

20

Ф

р. Томь

 

Норма жилой площади на 1 жителя промышленного района выбирается по таблице 2 (варианты задания к семестровой работе выбираются по первой букве фамилии студента).

Таблица 2 – Норма жилой площади на 1 жителя промышленного района

Вариант

Первая буква фамилии

Е, м2/чел

1

А, Х

7,5

2

Б

8,0

3

В, Ц

8,5

4

Г, Ч

9,0

 

5

Д, Ш

9,5

6

Е, Щ

10,0

7

Ж, Э

10,5

8

З, Ю

11,0

9

И, Я

11,5

10

К

12,0

11

Л

7,5

12

М

8,0

13

Н

8,5

14

О

9,0

15

П

9,5

16

Р

10,0

17

С

10,5

18

Т

11,0

19

У

11,5

20

Ф

12,0

 

Климатические данные городов выбираются по таблице 3 (номер варианта выбирается по последней цифре зачетной книжки).

Таблица 3 - Климатические данные городов

Вариант

Город

τ0, сут

Отопительный период

t нm, 0С

Температура воздуха, tн, 0С

Расчетная для проектирования

t нср, 0С

t но, 0С

t нв, 0С

0

Алматы

166

- 25

- 10

- 2,1

- 7,4

1

Актобе

203

- 31

- 21

- 7,3

- 15,6

2

Томск

234

- 40

- 25

- 8,8

- 19,2

3

Барнаул

219

- 39

- 23

- 8,3

- 17,7

4

Иркутск

241

- 39

- 25

- 8,9

- 20,9

5

Караганда

212

- 32

- 20

- 7,5

- 15,1

6

Кустанай

213

- 35

- 22

- 8,7

- 17,7

7

Москва

205

- 25

- 14

- 3,2

- 9,4

8

Уральск

199

- 30

- 18

- 6,5

- 14,2

9

Усть-Каменогорск

202

- 39

- 21

- 8,0

- 16,2

 

Характеристики промышленного района выбираются по таблице 4 (номер варианта выбирается по последней цифре зачетной книжки).

Таблица 4 – Характеристики промышленного района

Вариант

М, тыс.чел

n, ч/год

Р, кВт

Gm, кг/с

Dn, т/час

dok, %

Vn*10-6, м

m, 1/час

0

400

6110

31,5

92

340

61

3,0

4,5

 

1

120

6050

14

45

110

75

0,5

3,0

2

150

4950

16

54

150

67

0,8

4,2

3

100

6100

11,5

50

240

58

0,7

3,8

4

95

5940

23

67

255

55

2,7

3,5

5

255

5870

32

110

170

65

3,2

4,1

6

160

5390

17,7

41

165

52

1,5

3,7

7

235

6015

39,5

48

90

59

3,7

3,2

8

165

5780

33,4

94

95

66

4,0

3,4

9

115

6010

34,5

57

160

80

1,9

3,9

 

Обозначения

1        Население, М, чел.

2        Норма жилой площади на 1 жителя, Е, м2/чел.

3        Климатические условия города:

температура наружного воздуха:

а) расчетная для отопления t но, 0С;

б) средняя самого холодного месяца t нm, 0С;

в) средняя за отопительный период t нср, 0С;

г) расчетная для вентиляции t нв, 0С.

продолжительность отопительного периода τ0, сут.

4        Число часов использования установленной мощности n, ч.

5        Характеристика промышленного предприятия:

а) установленная мощность печей Р, кВт;

б) количество материала, поступающего на обработку Gm, кг/с;

в) расход пара Dn, т/час;

г) доля возвращаемого конденсата dok, %;

д) кратность воздухообмена в помещениях предприятия;

е) объем промышленного предприятия Vn, м3.

6        Температура в подающей тепловой сети t = 150 0С.

7        Температура в обратной магистрали t = 70 0С.

 

Методические указания не могут заменить собой нормы расчета и проектирования ВПУ, а содержат лишь необходимые рекомендации по методике и последовательности выполнения расчетов и оформления курсовой работы.

 

3 Общие методические указания по выполнению РГР-1

 

Выполнение РГР  необходимо начать с расчета тепловых нагрузок.

 

3.1 Расчет тепловых нагрузок

 

Теплофикационная нагрузка включает в себя расходы тепла на отопление жилых, общественных и производственных зданий, на вентиляцию зданий, на горячее водоснабжение. Расчеты проводятся для четырех режимов:

1) режим – соответствует температуре наружного воздуха t но, QI  ;

2) режим - соответствует температуре наружного воздуха t нm,  QII  ; 

3) режим - соответствует температуре наружного воздуха t нср, QIII ;     

4) режим – летний – отсутствуют отопительная и вентиляционная нагрузки.

 

3.2 Расход тепла на отопление

 

Данный вид нагрузки определяется из расчета тепловых потерь зданий:

                            Q0 = q0 * Vн (tврtн), кВт                                           (1)

где q0 – удельная отопительная характеристика здания, кВт/(м3 К);

Vн - наружный объем здания, м3;

  tвр – внутренняя температура, 0С;

tн – наружная температура, 0С.

Объем жилых и общественных зданий определяется по формуле:

                            Vн = М * Е * Кж * (1 +0,25), м3                                 (2)

где М – число жителей, чел;

Е – норма жилой площади на 1 жителя, м3/чел;

Кж – отношение наружного объема жилого фонда к жилой площади, в расчете принять равной 3 м32.

Удельную отопительную характеристику зданий с учетом естественной вентиляции ориентировочно можно рассчитать по следующей зависимости:

                            q0 = d * φ * Vн- 1/6, кВт/м                                            (3)

где d – коэффициент, учитывающий тип строительства (для расчетов принять равным 2,10);

φ – коэффициент, зависящий от температуры наружного воздуха:

                   φ = 1,3 – 0,01 * t но                                                                (4)

Внутренняя температура для жилых и общественных зданий принимается +18 0С, а для производственных +160С.

В расчетах q0 принять:

для производственных зданий

q0 = 0,46 – 0,85 Вт/м3К;

Для жилых и общественных зданий

q0 = 0,41 – 0,46 Вт/м3К.

 

3.3 Расход тепла на вентиляцию производственных помещений

 

Тепло, расходуемое на вентиляцию зданий, определяется по формуле:

                   Qв = ψ0 * Vв (tврtнв), кВт                                                  (5)

где ψ0 – вентиляционная характеристика здания, кВт/(м3 К);

      Vв – вентиляционный объем здания, м3;

       tвр – внутренняя температура, 0С;

       tн – расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, 0С.

Вентиляционную характеристику можно рассчитать по формуле:

                         ψ0 = m * св (Vв / Vн)                                                        (6)

где m – кратность воздухообмена, 1/с ;

св – теплоемкость воздуха, равная 1,25 кДж/м3К;

Vн - наружный объем здания, м3;

Соотношение Vв / Vн принять равным 0,9.

 

3.4 Расчет тепловыделения в производственных помещениях и расход тепла на нагрев материалов

 

Тепловыделение в помещениях происходит от промышленных печей, освещения, остывания изделий и т.д. Тепло, выделяемое рабочими печами, определяется по формуле

                            Qпе = Р * Ф * Н, кВт                                                      (7)

где Р – мощность печей, кВт;

Ф – доля тепла, вделяющегося от рабочей печи в цех (0,2 – 0,3);

Н – коэффициент одновременности работы печей (0,7 – 0,8).

Расход тепла на подогревхолодных материалов, поступающих в цех:

                            Qм = Gм * См (tврtм), кВт                                            (8)

Gм – количество поступающих материалов, кг/с;

См – теплоемкость материала (0,46 – 0,53) кДж/(кг К);

tм – температура материала, 0С (принять равной температуре наружного воздуха).

 

3.5 Расход тепла на горячее водоснабжение

 

Расчетный расход тепла на горячее водоснабжение:

                            Qгв = ψс * ψн * М * Y * с (tгtх) / 86400, кВт           (9)

где ψс –коэффициент суточной неравномерности, принимаемый 1,7 – 2,0;

ψн – коэффициент недельной неравномерности, принимаемый 1,2;

М – число жителей

Y – норма потребеления горячей воды, кг/сут*чел;

С – теплоемкость воды 4,19 кДж/(кг К);

tг – температура горячей воды, 60 0С;

tх – температура холодной воды (летом 15 0С, зимой 50С).

Расход тепла на горячее водоснабжение комунально-бытового сектора определяется из ориентировочного расхода тепла на одного жителя 0,28 кВт/чел:

                                     Qбк = М * 0,28, кВт.                                           (10)

Тогда расчетная нагрузка на горячее водоснабжение промышленного района равна

                                     Qгвпр = Qбк + Qгв, кВт.                                    (11)

 

4 Выбор основного оборудования ТЭЦ

 

4.1 Выбор турбин

 

Теплофикационные турбины выбираются по 3 режиму, т.е. мощность теплофикационных отборов выбранных турбин должна быть равной нагрузке, соответствующей средней температуре наружного воздуха за отопительный период. Технологический пар может отпускаться из производственных отборов турбин типа “ПТ” или “Р”. Сначала выбирают турбины типа “ПТ” или “Р”, затем типа “Т”. Давление острого пара должно быть одинаковым (из условия однотипности паровых котлов).

При выборе турбоустановок рекомендуется руководствоваться нижеследующими положениями:

а) Число турбин типа “ПТ” (с промышленными и теплофикационными отборами) определяется по заданному значению расхода пара на технологию Dп :

                                     nпт = Dп / Dппт   ,                                             (12)

Dп – расход технологического пара, задан в таблице 4;

Dппт – расход пара в производственный отбор турбины типа «ПТ».

При выборе оборудования следует использовать справочную литературу;

 б) из справочной литературы использовать данные для построения процесса расширения пара в h-s диаграмме и определения мощности теплофикационного отбора:

                            Qтпт = Dт (hтhок), кВт                                           (13)

где Dт – расход пара в теплофикационный отбор, кг/с;

hт – энтальпия пара теплофикационного отбора при среднем давлении в отборе Рт (определяется по h-s диаграмме без учета дросселирования острого и отборного пара). Оценочно можно принять hт = 2680 кДж/кг;

hок – энтальпия обратного конденсата, определяется по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара без учета переохлаждения по давлению Рт на линии насыщения. В расчетах можно принять hок = 400 кДж/кг.

Суммарная отопительная мощность турбин типа ПТ будет равна

                            Qтпт = Qтпт * nпт    .                                                    (14)

В случае, если Qт < QтIII, недостающая тепловая нагрузка обеспечивается турбинами типа Т. Расчеты мощности теплофикационных отборов проводятся по зависимости 12 аналогично, как для ПТ-установок.

В случае, если Qт > QтIII, следует уменьшить число турбин типа ПТ, а недостающую производственную нагрузку обеспечить турбинами типа Р. 

 

4.2 Выбор энергетических котлов

 

После выбора турбин параметры острого пара и расходы пара на каждую турбину известны. Выбираемые котлы должны производить пар таких же параметров и обеспечивать суммарный расход пара на турбоагрегаты в номинальном режиме Σ Dоi. Число котельных агрегатов должно удовлетворять условию обеспечения теплом в расчетно-контрольном режиме 2 при выходе из строя одного из них.

 

4.3 Выбор пиковых водогрейных котлов

 

Тепловая нагрузка 1 и 2 режимов покрывается пиковыми водогрейными котлами (ПВК). Тепловая мощность ПВК определяется по формуле

                            QПВК = QI - QIII, МВт.                                             (15)

Отношение Qt / Qt + QПВК называют коэффициентом теплофикации aт. Оптимальное его значение определяется на основе технико-экономических расчетов данной ТЭЦ. Для ТЭЦ большой мощности оптимальное значение aт = 0,4. В данной работе при выборе QПВК нужно исходить из условия aт = 0,4 – 0,6.

 

4.4 Выбор сетевых насосов

 

Сетевые насосы выбираются из справочной литературы по напору и производительности при условии выхода одного из строя, оставшиеся должны обеспечить 70% расчетного расхода сетевой воды. Минимальное число сетевых насосов – 2.

В данном курсовом проекте расчет напора не производится, его следует оринтировочно принять в пределах 10 – 20 бар.

Расход сетевой воды (максимальный) в подающей магистрали определяется

                       где G = Gов2 + Gов * Gгв + Gгв2 ;                                 (16)

Gов – суммарный расчетный расход воды на отопление и вентиляцию

Gгв расчетный расход горячей воды.

 

5 Выбор и расчет водоподготовительной установки

 

Расчет схемы водоподготовительной установки (ВПУ) начинают с определения производительности ВПУ. Для четкого представления работы оборудования схемы во взаимосвязи на всех режимах необходимо самостоятельно проработать те параграфы в литературе, в которых приведено описание технологии и конструкций соответствующего оборудования, продумать и выполнить эскиз скелетной схемы с нанесением на него вспомогательного оборудования (баки, насосы, мерники и пр.) и трубопроводов собственных нужд.

Далее, используя учебные пособия и справочную литературу, следует оценить, а для некоторых показателей и рассчитать изменение качества обрабатываемой воды по ступеням очистки при определенных расходах (дозах) реагентов и обменной емкости загрузочных материалов.

Методика расчета показателей качества воды после предварительной очистки, после доумягчения ее методами катионного обмена, после отдельных стадий химического обессоливания и обескремнивания для питания парогенераторов, а также методика расчета ВПУ были изучены и проработаны студентами на предыдущих курсах и в настоящих методических указаниях не приводятся.

По результатам расчетов показателей качества воды после отдельных ступеней очистки студентам необходимо составить сводную таблицу. Также в сводную таблицу заносятся результаты расчета ВПУ: производительность отдельных ступеней очистки, расходы воды на собственные нужды ступени, концентрация и расходы регенерантов.

Расчет ВПУ начинают с оборудования, установленного в хвостовой части схемы, для того чтобы учесть дополнительную нагрузку на предвключенные фильтры по обработке воды на собственные нужды.

 

5.1 Определение производительности водоподготовительной установки

 

Производительность Q водоподготовительной установки без учета расхода воды на собственные нужды самой водоподготовительной установки можно определить по следующим формулам.

5.1.1 Для промышленных ТЭЦ или ГРЭС (КЭС), на которых внутристанционные и внешние потери пара и конденсата, а также потери с продувочной водой восполняются химически умягченной или обессоленной водой

                               .                                      (17)

5.1.2 Для приготовления питательной воды паропреобразователей на ТЭЦ, оборудованных паропреобразовательными установками, снабжающими вторичным паром внешних потребителей и восполняющими внутристанционные потери конденсатом вторичного пара, при условии, что продувка парогенератора р полностью используется в паропреобразователях

                               .                                 (18)

5.1.3 Для приготовления питательной воды испарителей, восполняющих потери пара и конденсата дистиллированной водой при условии, что продувка парогенератора р полностью используется в испарителях:

 

                               ,                                        (19)

где k – коэффициент запаса, равный 1,1-1,2;

Dп – паропроизводительность парогенератора без учета потерь пара и конденсата, т/ч; n– число парогенераторов, установленных на электростанции;

и  - внутристанционные и внешние потери пара и конденсата в долях величины Dп;

p – величина продувки в процентах Dп  (принимается из справочной литературы);

 и  - доли пара, отсепарированного в расширителе непрерывной продувки парогенероторов и паропреобразователей, от величины последней;

 и  - величины продувки паропреобразователей и испарителей в процентах их производительности.

Производительность установок для химического обессоливания воды на блочных паротурбинных электростанциях с барабанными парогенераторами следует принимать по формуле

 

                               ,                                                          (20)

а на блочных электростанциях с прямоточными парогенераторами по формуле

                                   .                                                    (21)

При выборе обессоливающих установок для блочных паротурбинных электростанций с барабанными и прямоточными парогенераторами подсобные помещения, коммуникации, насосы и промежуточные емкости следует принимать с учетом последующего расширения установки на полную мощность.

Производительность водоподготовительной установки, рассчитанная по указанным рекомендациям, не учитывает расхода воды на собственные нужды установки. Поэтому технологический расчет ее необходимо производить «с конца», т.е. в порядке, обратном последовательным стадиям обработки, причем при расчете каждой предыдущей стадии технологического процесса учитывается расход воды на собственные нужды последующей стадии. Последней рассчитывается коагуляционная установка на пропуск полного количества обрабатываемой воды с учетом расхода ее на собственные нужды всех последующих стадий обработки.

Выбор схемы водоподготовки определяют нормы качества пара и воды для котлов различных типов и показатели качества исходной воды.

 

5.2 Схемы ионообменных водоподготовительных установок для питания парогенераторов

 

На основе норм качества воды и пара, приведенных в разделе 6.3, и с учетом качества исходной воды выбирается одна из приведенных ниже схем ионообменных водоподготовительных установок. На ионитные фильтры должна поступать либо прозрачная грунтовая вода, либо поверхностная вода, прошедшая предочистку.

5.2.1 Натрий- катионирование применяется для доумягчения природных вод с малой карбонатной жесткостью (щелочностью) при возмещении любых потерь пара и конденсата на ТЭС с барабанными парогенераторами, а также для доумягчения природных вод с повышенной карбонатной жесткостью при возмещении малых потерь пара и конденсата на ТЭС с барабанными парогенераторами низкого и среднего давления.

Применимость натрий - катионирования ограничивается размером продувки по щелочам и величиной относительной щелочности исходной воды. Эти ограничения характеризуются выполнением следующих неравенств:

                   Жк £ (j / (1 + j)) (Щ к.в. / a),                                         (22)

 

                   aи.в. ³ 200 Жк                                                                 (23)

где Жк – карбонатная жесткость (щелочность) воды, мг-экв/кг;

j - степень продувки; a - добавок умягченной воды к конденсату (потери пара и конденсата);

Щ к.в – щелочность котловой воды, мг-экв/кг;

 aи.в. – сухой остаток исходной воды, мг/кг.

5.2.2 Натрий- катионирование со снижением щелочности воды путем подкисления в декарбонизаторе применяется для обработки воды с повышенной карбонатной жесткостью (щелочностью) после предочистки  

к = 2 ¸ 5 мг-экв/кг) при возмещении сравнительно небольших потерь пара и конденсата на ТЭС с барабанными парогенераторами низкого и среднего давлений.

5.2.3 Н- катионирование с «голодной» регенерацией, декарбонизация и натрий- катионирование применяются для обработки вод с повышенной карбонатной жесткостью (щелочностью) после предочистки и при сравнительно малом содержании солей натрия при возмещении любых потерь пара и конденсата.

5.2.4 Параллельное Н-Na катионирование применяется в тех случаях, когда вода после предочистки имеет Жк > 0,5 Ж0; концентрация анионов сильных кислот < 7 мг-экв/кг и когда необходимо получать умягченную воду с заданной остаточной щелочностью не выше 0,35 мг-экв/кв.

При параллельном Н-Na катионировании умягчаемая осветленная вода двумя параллельными потоками направляется на Н – катионитный и Na катионитный фильтры, после чего щелочная Na – катионированная и кислая Н- катионированная вода поступают в общий трубопровод, где они перемешиваются и где происходит их частичная нейтрализация с образованием коррозионноагресивной свободной углекислоты. В целях предотвращения коррозии подогревателей химически обработанной воды и трубопроводов за ними холодная Н-Na- катионированная вода пропускается через декарбонизатор для удаления свободной углекислоты.

Схема параллельного Н-Na- катионирования требует защиты дренажной системы от кислотной коррозии или применения нейтрализации кислых вод перед спуском в дренаж.

5.2.5 Последовательное Н-Na катионирование применяется для обработки сильно минерализованных вод с солесодержанием выше 1 000 мг/кг при Жк < 0,5 Ж0 и при концентрация анионов сильных кислот в пределах < 7 мг-экв/кг. При обработке воды по этой схеме щелочность смеси Н-катионированной  и исходной воды перед декарбонизатором должна быть в пределах 0,7 – 1,0 мг-экв/кг.

При последовательном Н-Na-катионировании предусматривается пропуск части умягчаемой осветленной воды через группу Н-катионитных фильтров. Далее кислая Н-катионированная вода смешивается с остальным количеством исходной осветленной воды. При этом происходит нейтрализация минеральных кислот, содержащихся в Н-катионированной воде, бикарбонатами  кальция и магния, находящимися в жесткой воде, с образованием сульфатов и хлоридов кальция и магния. В результате смешения Н-катионированной воды с умягчаемой водой карбонатная жесткость последней частично переходит в некарбонатную. Для удаления образовавшейся свободной углекислоты смесь пропускается через декарбонизатор и далее направляется в промежуточный бак. Из промежуточного бака умягчаемая вода, освобожденная от углекислоты, подается насосом в группу Na-катионитных фильтров. Удаление свободной углекислоты производится для получения относительно небольшой щелочности.

Основными преимуществами последовательного Н – Na- катионирования являются глубокое умягчение вод с высокой некарбонатной жесткостью и значительным количеством натриевых солей, а также хорошее использование емкости поглощения Н-катионитных фильтров.

 5.2.6 Совместное Н-Na катионирование применяется в тех случаях, когда сумма анионов сильных кислот в подаваемой на фильтры воде не превышает 3,5 – 5 мг-экв/кг и когда получаемая по этой схеме щелочность умягченной воды (Щост = 1 – 1,3 мг-экв/кг) не вызывает заметного увеличения продувки парогенераторов сверх установленных норм.

При совместном Н-Na катионировании катионит сначала регенерируют определенным количеством кислоты, а затем, после ее отмывки, определенным количеством поваренной соли. При фильтровании воды через Н-Na катионит протекают процессы водород-натрий-катионирования, при которых обеспечивается удаление кислотности и поддержание в нем щелочности в пределах 1 – 1,3 мг-экв/кг. Преимуществами совместного Н-Na катионирования являются: минимальный удельный расход кислоты на регенерацию; минимальная потребность в кислотоупорной арматуре; отсутствие сброса кислых вод в канализацию, что дает возможность выполнять дренажную систему фильтров из обычной стали, а также избежать устройств для предварительной нейтрализации сбросных вод перед спуском их в канализационную сеть.

5.2.7 Частичное обессоливание воды путем Н-катионирования, декарбонизации, слабоосновного анионирования и натрий-катионирования в барьерных фильтрах применяется для доумягчения воды с повышенной некарбонатной жесткостью, снижения ее щелочности и удаления сульфатов и хлоридов при возмещении больших потерь пара и конденсата на ТЭС с барабанными парогенераторами средних параметров. При применении этой схемы для парогенераторов высокого давления необходимо предварительно магнезиальное обескремнивание.

5.2.8 Двухступенчатое Н- катионирование, декарбонизация, сильноосновное анионирование осветленной воды применяется на ТЭС с барабанными парогенераторами для обработки вод с концентрацией некарбонатных солей до 1 – 2 мг-экв/ кг включая нитраты и нитриты.

5.2.9 Двухступенчатое Н- катионирование, декарбонизация, слабоосновное и сильноосновное анионирование применяется для обработки воды с концентрацией некарбонатных солей до 8 мг-экв/кг, включая нитраты и нитриты, на ТЭС с барабанными парогенераторами высокого давления.

5.2.10 Трехступенчатое Н- катионирование, декарбонизация, трехступенчатое анионирование применяются на ТЭС с прямоточными парогенераторами любых параметров для обработки осветленной воды с концентрацией сульфатов, хлоридов и нитратов до 8 мг-экв/кг.

 

5.3 Оптимизация работы водоподготовительной установки. Анализ показателей работы ионитных фильтров с применением ЭВМ

 

В курсовом проекте с целью оптимизации работы ионообменных установок студенту предлагается заменить традиционно используемый ионообменный материал на материал Rohm and Haas. Основные технологические характеристики ионитов приводятся в таблице 7.

Удельный расход регенеранта для регенерации предлагаемых ионитов на 10-20% выше удельного рахода на регенерацию традиционных материалов, однако, за счет высоких обменных емкостей сокращается суточное количество регенераций и суточные расходы регенерантов. Учитывая снижение суточного количества регенераций, снижается расход воды на собственные нужды и, как следствие, количество регенерационных стоков, требующих нейтрализации. При применении предлагаемых ионитов возможно повышение скорости фильтрования на 10-20%. Снижение годового расхода ионита на досыпку снижается до 1% от общего объема ионита.

 Расчеты ионообменных установок с применением нового материала проводятся согласно стандартной методике расчета. Результаты расчетов заносятся в сводную таблицу.

После проведения расчетов выполняется анализ показателей работы ионитных фильтров. Для этого с помощью программы Exсel строятся графики изменения технологических показателей работы ионитных фильтров.

 

Таблица 5 – Технологические характеристики ионитов

Смола

Тип

Полная обм. емкость,  мг-экв/л

Применение

Амберджет 1200 Na

Силькислотный катионит

2000

Для умягчения в зажатых слоях.

Амберджет  1200 H

Силькислотный катионит

1800

Для умягчения в однослойных фильтрах и в ФСД. Высокая обменная емкость.

Амберджет 1500 H

Силькислотный катионит

2000

Для обессоливания в многослойных фильтрах и в ФСД. Высокая обменная емкость. Применим для конденсатоочистки.

Амберджет 4200 Cl

Высокоосновный анионит

1300

Для умягчения в однослойных фильтрах и в ФСД. Высокая обменная емкость. Низкие остатки кремниевой кислоты.

Амберджет 4400 Cl

Высокоосновный анионит

1400

Для обессоливания в многослойных фильтрах и ФСД. Высокая обменная емкость. Низкие остатки кремниевой кислоты. Применим для конденсатоочистки.

Амберджет  4400 OH

Высокоосновный анионит тип 1

1100

Для обессоливания в ФСД. Высокая обменная емкость.

Амберлайт  IRA 96

Низкоосновный анионит

1250

Стандартный низкоосновной анионит, высокая устойчивость.

Амберлайт IRA 67

Низкоосновный анионит

1600

Стандартный низкоосновной анионит,  высокая обменная емкость.

Амберлайт  IRC 86

Слабокислотный катионит

4100

Для промышленного обессоливания.

 

 

6 Принципы компоновки аппаратуры водоподготовительных установок

 

На крупных ТЭС водоподготовительные установки обычно выносятся в отдельное здание либо размещают­ся в здании объединенного вспомогательного корпуса. Отдельное  здание  водоподготовительной  установки удобнее располагать со стороны постоянной торцевой стены главного здания ТЭС, причем расширение ее предусматривается в сторону, противоположную расши­рению главного здания станции. Торцевая нерасширяе­мая часть здания водоподготовки выполняется обычно в виде трех- или четырехэтажной башни, предназначен­ной для установки промывочных баков, химической ла­боратории, служебных и бытовых помещений.

Размещение водоподготовительной установки в от­дельном здании имеет ряд преимуществ:

 1) упрощается возможность дальнейшего  расширения  установки;

 2) проще решается вопрос приема реагентов, так как здание водоподготовки может быть обеспечено подъезд­ными железнодорожными путями;

3) создаются более легкие условия удаления отходов (недопала извести, отработанных фильтрующих материалов).

Но такое раз­мещение влечет за собой сооружение бытовых помещений (душей, санузлов и т. п.), требует дополнительных капитальных вложений на длинные трубопроводы, сое­диняющие водоподготовительную установку с главным зданием ТЭС.

При размещении водоподготовительной установки в объединенном вспомогательном корпусе или в при­стройке к зданию ТЭС отпадает необходимость соору­жения специальных бытовых помещений, сокращается длина соединительных трубопроводов. С другой сто­роны, такое размещение усложняет последующее расши­рение установки и доставку реагентов, так как только в исключительных случаях удается подтянуть к складам водоподготовки железнодорожный путь.

Здание водоподготовительной установки в основном одноэтажное. Размеры его должны учитывать возможность сооружения корпуса с применением сборного железобетона (пролет кратен 6 м; шаг между колонна­ми 6 или 12 м).

Компоновка оборудования должна учитывать воз­можность дальнейшего расширения установки. При ком­поновке основного оборудования водоподготовительной установки должны быть обеспечены удобное расположе­ние аппаратов, облегчающее работу обслуживающего персонала, полное использование помещения, минималь­ные затраты на сооружение здания и фундаментов под оборудование, вентиляция и по возможности удовлетво­рительные условия естественного освещения. Желатель­но располагать оборудование в соответствии с техноло­гической схемой обработки воды. Кроме того, необхо­димо учесть возможность удобного монтажа, ревизии, ремонта аппаратуры и замены изношенного оборудования новым. Исходя из этих положений, целесообразно размещать всю тяжелую аппаратуру на полу здания.

В фильтровальном зале проход между фильтрами и стеной должен быть не меньше 500 мм, а свободный проход между соседними фильтрами после монтажа фронтовых трубопроводов — не менее 700 мм. При рас­положении фильтров фронтами друг к другу ширина ко­ридора, образующегося между выступающими частями, должна быть не менее 2 м.

Осветлители, громоздкие декарбонизаторы и баки, емкости для хранения крепкой серной кислоты распола­гаются, как правило, на открытом воздухе с примене­нием в необходимых случаях обогрева и теплоизоляции. Помещения под осветлителями, расположенными вне здания, должны соединяться теплым коридором с основ­ным зданием водоподготовки. Баки, расположенные внутри или вблизи здания водоподготовки, обычно пре­дусматриваются только для целей собственных нужд установки, а именно: для хранения растворов реагентов, предварительно очищенной, коагулированной, известко­ванной и обессоленной воды, промывочных вод осветлительных фильтров, воды для взрыхления ионитных фильтров и, наконец, баков, служащих для регенерации промывочных вод осветлительных фильтров. В случае расположения этих баков на уровне земли устанавли­вают по одному насосу для промывки и взрыхления.

Для хранения запаса обессоленной воды и сбора за­грязненного конденсата, а также для накопления воды, расходуемой на промывки оборудования на блочных ГРЭС с агрегатами по 150, 200 и 300 МВт, устанавли­ваются три бака емкостью по 1 000 м3, а на ТЭЦ с тур­бинами 50 и 100 МВт три бака емкостью по 500 м3 с соответствующей противокоррозионной защитой внут­ренней поверхности. Один из трех баков предназначает­ся для сбора загрязненного конденсата.

Реагентное хозяйство со всеми приспособлениями обычно размещается в одном здании с водоподготовкой. Сюда относится механизированный склад для хранения и транспортирования основных реагентов (извести, каустического магнезита, глинозема, поваренной соли) и фильтрующих материалов, а также гидравлические ме­шалки, гасильные устройства для извести и раствори­тели соли. Склад реагентов обслуживается железнодо­рожным путем широкой колеи. При речном транспорте склад реагентов может располагаться у причала, отдель­но от здания водоподготовки, для непосредственного приема выгружаемых из барж материалов.

Склад реагентов располагается обычно или у по­стоянного торца (поперечное расположение), или вдоль здания водоподготовки  (продольное расположение). Продольное расположение склада рекомендуется при больших расходах реагентов, причем емкость склада каждого реагента должна обеспечивать выгрузку не ме­нее одного вагона. Во всех случаях емкость склада должна обеспечивать приемку квартальной потребности всех реагентов.

Склады извести, едкого натра, каустического магне­зита и кислоты должны быть изолированы от остальных помещений.

Фосфаты рекомендуется хранить на складе водо­подготовки и там же иметь мешалку и насос для приго­товления раствора и подачи его в расходные баки котельной.

Аппаратура непрерывной продувки обычно размеща­ется в главном здании электростанции, причем расши­рители устанавливаются в помещении котельной, а теп­лообменники для использования тепла продувочных вод устанавливаются либо в котельной, либо в насосном коридоре. В тех редких случаях, когда теплообменники продувочной воды ставятся на сырой воде, их распола­гают таже и в здании водоподготовки, куда подводится продувочная вода.

 

РГР № 2

 

1 Содержание и объем  РГР-2

 

РГР-2 должна содержать пояснительную записку и один лист графического материала. Пояснительная записка содержит исходные данные к работе, расчет тепловых нагрузок промышленной ТЭЦ, выбор основного и вспомогательного оборудования установки для коррекционной обработки пароводяного тракта ТЭС, принципиальную схему ТЭС, выбор и расчет принципиальной схемы для подготовки добавочной и подпиточной воды, оптимизацию выбранной схемы подготовки воды,

В графической части РГР на формате А-1 приводится принципиальная схема установки для коррекционной обработки пароводяного тракта ТЭС, схема дозирования соответствующих реагентов с указанием точек отборов для химического контроля за водно-химическим режимом в соответствии с указаниями руководителя проекта и требованиями ЕСТД.

Пояснительная записка оформляется в виде рукописи в соответствии с ЕСТД и должна включать следующие структурные элементы:

-     титульный лист;

-     задание;

-     содержание;

-     основную часть (обоснование, описание, расчеты);

-     заключение, список использованной литературы.

 

2  Задание на выполнение РГР № 2

 

Исходные данные выбираются из таблицы СРС-1.

В семестровой работе необходимо  выбрать и рассчитать необходимый водно-химический режим основного цикла, системы теплоснабжения или оборотного водоснабжения, составить и описать схему дозирования реагентов и организацию химического контроля за водно-химическим режимом.

Выбранная схема водно-химического режима должна обеспечить стандартную окупаемость и стандартную надежность, которые будут получены, если выбор оборудования водно-химического режима будет производиться с учетом параметров работы и типа основного оборудования, а также требований, предъявляемых к качеству обработанной воды и пара. Выполнение РГР производится на основании исходных данных, составляющих задание  и на основании справочных данных.

 

3 Коррекционная обработка воды и водно-химический режим тепловых электростанций и тепловых сетей. Химический контроль

 

3.1 Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей.

3.2 Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, должен осуществлять персонал химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

Любые  изменения  проектных схем и конструкций оборудования,  которые могут  влиять на работу водоподготовительных  установок и установок для  очистки  конденсатов, а также на водно-химический режим электростанций (тепловых сетей), должны быть согласованы вышестоящей организацией энергосистемы, либо обоснованы специализированными техническими  или проектными  организациями, определенными центральным органом.

Включение в работу и отключение любого оборудования, могущие вызывать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением).   

           Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнять персонал соответствующего технологического цеха с участием персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения).

         3.3 Применение новых методов  водоподготовки и водно-химических режимов должно  быть  согласовано с центральным органом госуправления по энергетике.

3.4 Водоподготовительные установки со всем вспомогатель­ным оборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

Установки для очистки конденсата турбин и загрязненных кон­денсатов, а также установки коррекционной обработки воды долж­ны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 месяца до пуска энергоблока (котла) и включены в работу при его пуске.

Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионных покрытий к началу предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла) электростанции.

3.5 Устройства механизации и автоматизации технологических процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной обработки воды и приборы автоматического химического контроля должны быть включены в работу при пуске соответствующих установок и агрегатов.        

3.6 Эксплуатация оборудования, трубопроводов арматуры водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, а также строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с коррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения на этих поверхностях антикоррозионного покрытая или изготовления их из коррозионно-стойких материалов.

3.7 Капитальный ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен производиться 1 раз в 3 года, текущий ремонт по мере необходимости, измерение уровней фильтрующих материалов – 2 раза в год.

3.8 Реагенты и фильтрующие материалы, не отвечающие требованиям ГОСТ, ТУ, ИСО, применять в эксплуатации энергопредприятий запрещается.

         3.9 Порядок хранения, приготовления и дозирования реагентов, технология их применения должны быть изложены в специальных инструкциях, разработанных энергопредприятием или специализированной технической организацией, определенной центральным органом.

3.10 На энергоблоках сверхкритического давления разрешается применение следующих водно-химических режимов: гидразинно-аммиачного, нейтрально кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного при соблюдении условий, предусмотренных нормативно-техническими документами.

3.11 На котлах с естественной циркуляцией должно быть организовано  фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. При необходимости должно корректироваться значение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах давлением 40-100 кгс/см2 (3,9-9,8 МПа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования.

3.12 На котлах давлением до 70кгс/см2 (7МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином.

На котлах давлением 70 кгс/см 2 (7МПа) и выше обработка конденсата или питательной воды должна производиться гидразином (кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и другой промышленности, в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре), или другими реагентами, разрешенными к применению и согласованными с вышестоящей организацией.

Поддержание необходимых значений рН питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

3.13 Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

-      своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям;

- определение качества или состава воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов, масел и сточных вод;

- проверку загазованности производственных помещений, баков, колодцев, каналов и других объектов;

- определение количества вредных выбросов электростанции в атмосферу.

          3.14 Эксплуатация электростанции может быть разрешена только после оснащения экспресс-лаборатории и центральной лаборатории устройствами и приборами для осуществления в полном объеме указанного выше химического контроля.

3.15 На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20-40 0 С.

Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали.

На ТЭС с энергоблоками мощностью 200 МВт и более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляцию помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории.

3.16  В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей и др.

Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с действующими “Методическими указаниями по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций; определению количества и химического состава отложений”.

На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

 

 4 Нормы качества пара и воды

 

          4.1 Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам1:

- Соединения натрия, мкг/дм 3 не более                                                    5.

- Кремниевая кислота, мкг/дм 3 не более                                                15.

- Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более              0,3.

- рН, не менее                                                                                             7,5.

При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение рН не менее 6,5.

Примечание 1  Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию соединений натрия, железа и меди даны в пересчете соответственно на Na, Fe, Cu, аммиака и его соединений – в пересчете на NH3; кремниевой кислоты – в пересчете на SiO2; фосфатов – в пересчете на РО3-4; удельная электрическая проводимость приведена для Н-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 250 С; значение рН – также в пересчете на 250 С.

 

4.2 Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам:

Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не боле………………………………..0,2.

Соединения натрия, мкг/дм3, неболее…………………………………....5.

Кремниевая кислота, мкг/дм3, не более………………………………...15.

Соединения железа, мкг/дм3, не более………………………………….10.

Растворенный кислород при кислородных режимах, мкг/дм3...100– 400.

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более………....0,3.

Соединения меди в воде перед деаэратором, мкг/дм3, не более ……...5.  

Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/ дм3,, не более..10.

Значения рН при режиме:

- гидразинно-аммиачном…………………………...………………9,1+0,1.

- гидразинном……………………..………............……………….. 7,7+0,2;

- кислородно-аммиачном……….…....…………………………… 8,0+0,5;

- нейтрально-кислородном……………..…………....……………. 7,0+0,5.

         Гидразин, мкг/дм3, при режиме:

- гидразинно-аммиачном……………………….…………………... 20-60;

- гидразинном……………………………...………………....….......80-100;

пуска и останова ………………………………………………..... до 3000

Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мг/дм3, не

более.......................................................................................................... 0,1.

Примечание:

1) При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозийно-стойких материалов - не более 2 мкг/дм3.

 

4.3 На тех электростанциях с прямоточными котлами на давление пара 140 кгс/см2 (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 10 мкг/дм3, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 мкг-экв/дм3, а содержание в ней соединений железа – не более 20 мкг/ дм3.

Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть согласованы с вышестоящей организацией на основе имеющегося опыта эксплуатации или обоснованы специализированными техническими организациями, определенными центральным органом.

4.4 При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с действующей “Типовой инструкцией по ведению водно-химического режима энергоблоков сверхкритического давления” в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей компании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла.

Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске прямоточных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее должна быть согласована с вышестоящей организацией на основе имеющегося опыта эксплуатации или обоснована специализированными техническими организациями, определенными центральным органом.

4.5 При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 суток допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде - удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди.

При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 50 мкг/ дм3 по каждому из этих составляющих.

При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм не более чем на 50% допускается в течение 4 суток. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/ дм3 по каждому из этих составляющих.

4.6 Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам:

Таблица 6

   Номинальное давление за котлом, кгс/cм2 (МПа)

40 (3,9)

100 (9,8)

140 (13,8)

 

   Содержание соединений натрия, мкг/дм3, не более:

- для ГРЭС

60

15

5

- для ТЭЦ

100

25

5

 

          Содержание кремниевой кислоты для котлов с давлением 70 кгс/см2 (7МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ – не более 25 мкг/дм3.

Значение рН для котлов всех давлений должно быть не менее - 7,5.

Удельная электрическая проводимость должна быть:

- для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) не более - 0,5 мкСм/см для дегазированной пробы или 1,5 мкСм/см для Н-катионированной пробы;

- для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) не более - 0,3 мкСм/см для дегазированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной пробы.

4.7 Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:

Таблица 7

   Номинальное давление за котлом, кгс/cм2 (МПа)

40 (3,9)

100 (9,8)

140 (13,8)

 

   Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более, для котлов:

- на жидком топливе

5

1

1

- на других видах топлива

10

3

1

Содержание соединений железа, мкг/дм 3, не более, для котлов:

- на жидком топливе

50

20

20

- на других видах топлива

100

30

20

 Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/дм 3, не более, для котлов:

- на жидком топливе

10

5

5

- на других видах топлива

Не номи-

руется

5

5

 Содержание растворенного кислорода в воде

после деаэратора, мкг/дм 3, не более

20

10

10

Содержание нефтепродуктов, мг/дм 3, не более

0,5

0,3

0,3

Значение рН1

8,5-9,5

9,1+0,1

9,1+0,1

 

Номинальное давление за котлом, кгс/см2 (МПа).....70-100  (7,0-9,8)  140 (13,8)

Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм 3, не более:

- для ГРЭС…………………………………………  80;

- отопительных ТЭЦ .........................................  30;      

- для ТЭЦ с производственным отбором пара..... 60.    

 

Примечания:

1) При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.

2) При применении новых реагентов для корректировки ВХР значение рН устанавливается специализированно технической организацией, определенной центральным органом.

 

Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 50 мкг/дм3. Допускается с разрешения вышестоящей организации энергосистемы либо специализированной технической организации, определенной центральным органом, корректировка норм содержания натрия в питательной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата.

Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должна быть не более 1,5 мкСм/см. Допускается с разрешения (согласования) вышестоящей организации энергосистемы или специализированной технической организации, определенной центральным органом, соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях корректировки нормы  содержания натрия  в питательной  воде.

Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно составлять от 20 до 60 мкг/дм3; в период пуска и останова котла допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3.

Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 мкг/дм3; в отдельных случаях с разрешения (согласования) вышестоящей организации энергосистемы или специализированной технической организации, определенной центральным органом, допускается увеличение содержание аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди.

Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно быть не более 2 мг/дм3.

Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм3; для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов и нитратов должно быть установлено вышестоящей организацией энергосистемы или специализированной технической организацией, определенной центральным органом, на основе имеющегося опыта эксплуатации исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов давлением 70 кгс/см2 (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется.

4.8 Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией давлением менее 40 кгс/см2 (3,9 МПа) должно соответ­ствовать ГОСТ 20995-75. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизованных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы вышестоящей организацией энергосистемы или специализированной технической организацией, определенной центральным органом.

4.9 Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций завода-изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией или специализированными техническими организациями, определенными центральным органом. Необходимость проведения теплохимических испытаний котла определяется вышестоящей организацией энергосистемы.

 

4.10 Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять:

- для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) по чистому отсеку - 0,5-2 мг/дм3, по солевому отсеку - не более 12 мг/дм3;

- для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже по чистому отсеку 2-6 мг/дм3, по солевому отсеку - не более 30 мг/дм3.

Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен (как и остальные показатели) соответствовать норме для чистого отсека в зависимости от давления в котле.

4.11 Значение рН котловой воды чистого отсека должно составлять:

- для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа)…………….. - 9,0-9,5;

- для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже

не менее……………………………………………………………….- 9,3.

Значение рН котловой воды солевого отсека должно состав­лять:

- для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) - не более…… - 10,5;

- для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) - не более…….. - 11,2;

- для котлов давлением 40 кгс/см2 (3,9 МПа) - не более……… - 11,8.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа), питаемых хи­мически очищенной водой, допускается значение рН продувочной воды не более 11,5.

Для котлов давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотношение Щфф = (0,2¸0,5)*Щобщ в чис­том отсеке и Щфф = (0,5¸0,7)*Щобщ в солевом отсеке.

Для котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков должно выполняться условие – Щфф ³ 0,5 Щобщ.

В случае несоблюдения требуемых значений рН и соотноше­ний щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и в пусковых режимах.

4.12 Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные со­единения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%; со сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с уплотнительной подваркой - 50%.

Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы, относительная   щелочность воды не нормируется.

4.13 Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах:

- для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей - не более 1 и не менее 0,5% производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой - не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2-5%; длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением);

- при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%.

           Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией.

   4.14 Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам.

4.15 В случае ухудшения качества пара при работе прямо­точных котлов давлением 255 кгс/см2 (25 МПа):

- при увеличении удельной электрической проводимости до 0,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм3 причина нарушения должна быть устранена не позже чем за 72 ч;

- при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 до 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дм3 причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч;

- при неустранении указанных выше нарушений в течение со­ответственно 72 и 24 ч, а также при увеличении удельной элект­рической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соедине­ний натрия более 15 мкг/дм3 или снижении рН ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение не более 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением дис­петчера энергосистемы.

В случае ухудшения качества пара котлов с естественной циркуляцией:        

а) при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 часов;

б) при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 часов;

в) при не устранении указанных выше нарушений в течения соответст- венно 72 и 24 ч, а также при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижении рН ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены не позднее чем через 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

 4.16 В случае ухудшения качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией:

а) при превышении норм содержания общей жесткости, соеди­нений кремниевой кислоты, натрия не более чем в 2 раза, причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч;

б) при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты, натрия более, чем в 2 раза, причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч;

в) при не устранении указанных выше нарушений в течение со­ответственно 72 и 24 ч или при увеличении содержания общей жесткости более, чем в 5 раз, котел должен быть остановлен не позднее чем через 4 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы.

До устранения причин нарушения качества питательной воды увеличиваются непрерывная и периодическая продувки при более частом контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой воды. При этом для котлов 140 кгс/см2 (13,8 МПа) допускается увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм3.

В случае снижения в котловой воде значения рН ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.

4.17 Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 140-255 кгс/см2 (13,8-25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не более:

- общая жесткость 0,5 мкг-экв/дм3; при очистке 100% конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временное повышение указанной нормы на срок не более 4 сут при условии соблюдения норм качества питательной воды;    

- удельная электрическая проводимость 0,5 мкСм/см;

- содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов 20 мкг/дм3.

4.18 Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, не более:

Таблица 8

   Номинальное давление за котлом, кгс/cм2 (МПа)

40 (3,9)

100 (9,8)

140 (13,8)

 

 Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более, для котлов:

- на жидком топливе

5

1

1

- для ТЭЦ- на других видах топливах

10

3

1

 

Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов должно быть не более 20 мкг/дм3.         

4.19 Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам, не более:

- общая жесткость, мкг-экв/дм3....................................................0,2;

- содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 ...............................20;

- содержание соединений натрия, мкг/дм3 ..................................15;

- удельная электрическая проводимость, мкСм/см................... ….0,5.

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естест­венной циркуляцией давлением 140 кгс/см2 (13,8 МПа) должно удовлетворять следующим нормам, не более:

Общая жесткость, мкг-экв/дм3..................................................... …..1.           

Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 .................................100.

Содержание соединений натрия, мкг/дм3 ...................................80.

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см.........................2,0.

В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть  скорректированы вышестоящей организацией энергосистемы или специализированной технической  организацией, определенной центральным органом, в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых  ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения норм  качества  питательной воды.

         Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов давлением 100 кгс/см2 (9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды. При загрязненности внутристанционных составляющих питательной воды, вызывающей нарушение норм, они до возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены.

         4.20 При снижении щелочности исходной воды Н-Nа –катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 0,2-0,8 мг-экв/дм3.

         4.21 При появлении в исходной воде или тракте водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести.  

4.22 Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам: содержание соединений натрия — не более 100 мкг/дм3, свободной угольной кислоты — не более 2 мг/дм3.

Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямо­точных котлов, должен быть дополнительно очищен до приве­денных выше норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.

4.23 Качество питательной воды испарителей, предназна­ченных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удов­летворять следующим нормам:

1) Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более ................................. 30.          

2) Общая жесткость при солесодержанин исходной воды более 2000 мг/дм3, мкг-экв/дм 3, не более ............................……………………...... 75.       

3) Содержание кислорода, мкг/дм3, не более................................ 30.

4) Содержание свободной угольной кислоты …............................ 0.

         В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации нормы качества питательной воды могут быть скорректированы.

При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 2000 мг/дм3 допускается фосфатирование.

Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций завода-изготовителя, типовых инструкций по ведению водно-хи­мического режима или результатам теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, специализированными организациями, определенными центральным органом.

4.24 Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно удовлетворять следующим нормам, не более:

1) Общая жесткость, мкг-экв/дм3…………………………….…...50.

2) Содержание соединений железа,мкг/дм3 ………………….…100.

3) Содержание соединений меди, мкг/дм3…………………….….20.

4) Содержание кремниевой килоты, мкг/дм3………………….. .120.

5) рН…………………………………………………………… 8,5-9,5.

6) Перманганатная окисляемость, мг О2/ дм 3………………….… 5.

7) Содержание нефтепродуктов, мг/дм3 ………………………….0,5.

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения рН котловой воды от установленных норм более, чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром1.

Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до достижения этих норм.

4.25 Качество воды для подпитки тепловых сетей удовлетворять следующим нормам:

- Содержание свободной угольной кислоты ..............................0;

 Значение рН для систем теплоснабжения:

- открытых........................................………........................... 8,3-9,02;

- закрытых  ..........................................………......................... 8,3- 9,52;

- Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более .......50; 

- Количество взвешенных веществ, мг/дм3, не более ................5;

- Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более ...................... 0,3.

- Карбонатный индекс3 Ик должен быть не выше значений, приведенных в таблице.5.

 

Примечания:

1) При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией.

2) Верхний предел значения рН допускается при глубоком умягчении воды, либо для систем, обеспечивающих подпитку открытых систем теплоснабжения дистиллятом опреснительных установок; нижний – с разрешения вышестоящей организации энергосистемы или специализированной технической организации, определенной центральным органом и может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. Для закрытых систем теплоснабжения верхний предел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм3)2, нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

3)Карбонатный индекс Ик — предельное значение произведения общей щелочности и кальциевой жесткости воды (мг-экв/дм3)2, выше которого протекает карбонатное накипеобраэование с интенсивностью более 0,1 г/(м2 ч).

Таблица 9 - Нормативные значения Ик воды для подпитки тепловых сетей

Тип оборудования

Температура нагрева 

сетевой воды, 0С

Ик (мг-экв/ дм3)2  для системы теплоснабжения

 

 

Открытой

Закрытой

Водогрейные котлы, установлен-ные на электростан-циях и в отопитель-ных котельных*

70-100

101-120

121-130

131-140

141-150

3,2

2,0

1,5

1,2

0,8

3,0

1,8

1,2

1,0

0,5

Сетевые подогреватели

70-100

101-120

121-140

141-150

151-200

4,0

3,0

2,5

2,0

1,0

3,5

2,5

2,0

2,0

0,5

Качество подпиточной и сетевой воды водогрейных котлов, установленных в промышленных котельных, принимается по ОСТ 108.030.47-81.

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также требованиям  ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством», СанПин РК № 3.01.067.97 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества».

         При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения  (СаSO4), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения (СаSiO3) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 400С.

            При применении комплексной обработки воды (ОЭДФ, цинковая соль ОЭДФ, ИОМС) обработка подпиточной воды должна вестись согласно нормам, утвержденным руководством вышестоящей организации.

         Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду запрещается.

4.26 Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:

         Содержание свободной угольной кислоты………………………….0.

         Значение рН для систем теплоснабжения:

                   - открытых:……………………………………………..8,3-9,0 1; ;            

                               - закрытых…………………………………………………8,3-9,5 1;

                Содержание соединений железа, мг/дм3, не более, для систем теплоснабжения:

                   - открытых……………………………………………………0,3 2;

                               - закрытых……………………………………………………0,5;

         Содержание растворенного кислорода, мкг/дм3, не более……..20.

         Количество взвешенных веществ, мг/дм3, не более…………….5.

         Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более, для систем теплоснабжения:

                   - открытых……………………………………………………0,1;

                   - закрытых…………………………………………………….1.

 

Примечания:

1) Верхний предел допускается при глубоком умягчении воды или для схем, обеспечивающих подпитку открытых систем теплоснабжения дистиллятом опреснительных установок. Для закрытых систем теплоснабжения верхний предел значения рН допускается не более 10,5 (при согласовании с вышестоящей организацией энергосистемы или специализированной технической организацией, определенной центральным органом) при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм3)2, нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения.

2)  По согласованию с санитарными органами допускается 0,5 мг/дм3.

 

         В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течение 4 недель для закрытых систем теплоснабжения и 2 недель для открытых систем по содержанию соединений железа – до 1,0 мг/дм3, растворенного кислорода – до 30 мкг/дм3 взвешенных веществ – до 15 мг/дм3.

Карбонатный индекс Ик должен быть не выше значений, приведенных в таблице 6.

Таблица 10 - Нормативные значения Ик сетевой воды

Оборудование

Температура нагрева сетевой воды, 0С

Ик,

(мг-экв/дм3)2

Водогрейные котлы, установленные на электростанциях и отопительных котельных.

70-100

101-120

121-130

131-140

141-150

3,3

2,0

1,5

1,2

0,8

Сетевые подогреватели

70-100

101-120

121-140

141-150

151-200

4,0

3,0

2,5

2,0

1,0

Примечание - При подпитке теплосети натрий-катионированной водой значение Ик не должно превышать 0,5 (мг-экв/дм3)2 для температур нагрева сетевой воды 121-1500С и 1,0 (мг-экв/дм3)2 для температур 70-120 0С.

 

По окончании отопительного сезона или при останове водо­грейные котлы и теплосети должны быть законсервированы.

4.27 На электростанциях, работающих на органическом топ­ливе, внутристанционные потери пара и конденсата (без учета потерь при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, вод­ных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды теплосети, разгрузке мазута) при номинальной производительности работающих котлов должны быть не более, % общего расхода питательной воды:

- На конденсационных электростанциях....................................  1,0.

- На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой .....................................1,2.

- На ТЭЦ с производственной или производственной  и отопительной нагрузками ....................................................................................................1,6.

         При фактическом расходе питательной воды, меньшем номи­нального, нормы внутристанционных потерь соответственно уве­личиваются, но не более чем в 1,5 раза.

При расчете общих потерь расходы воды и пара на техноло­гические нужды принимаются в соответствии с нормами и с учетом возможного повторного использования воды в цикле электростанции.

Для каждой электростанции общие нормы потерь пара и конденсата должна ежегодно утверждать вышестоящая организация энергосистемы или специализированная техническая организация, определенная центральным органом, руководствуясь приведенными выше значениями и “Методическими  указаниями по  расчету  потерь пара и конденсата”.

 

          5  Выбор и реализация водно-химического режима основного цикла, системы теплоснабжения, оборотного водоснабжения

 

В процессе испарения котловой воды одновременно с выделением пара происходит концентрирование всех примесей, поступающих в котел с питательной водой. Часть примесей удаляют с продувочной водой, но при этом концентрация примесей в котловой воде может достигать предела, соответствующего пределу растворимости ряда соединений. Из пересыщенного раствора котловой воды на отдельных участках металла происходит осаждение кристаллов трудно-растворимых соединений с последующим образованием накипи.

Задача рационального водно-химического режима сводится к созданию таких условий, при которых процессы кристаллизации и образования отложений имели бы минимальные скорости. Эта задача решается применением методов коррекции водного режима. Для корреционной обработки котловой воды наряду с мерами по уменьшению поступления загрязнений в питательную воду проводят эффективную очистку добавочной воды, производственного и дренажного конденсата, а также принимают соответствующие меры по снижению присосов воды в конденсаторах и подогревателях пароводяного цикла. Нормы качества пара и воды, а также требуемые концентрации реагентов коррекционной обработки приведены в разделе 6.2.

Принципиальная схема приготовления и дозирования рабочего раствора реагентов включает бак для приготовления концентрированного раствора, бак для рабочего раствора, насосы дозаторы и перекачивающие насосы, бак- мерник раствора.

 

6 Организация рационального химического контроля водного режима

 

Основной задачей химического контроля на ТЭС является обеспечение оптимальных условий водного режима, а также своевременное выявление отклонений качества воды и пара для устранения причин, вызывающих эти отклонения. По своему назначению химический контроль подразделяется на оперативный и исследовательский.

В объем оперативного контроля обычно включают такие показатели, на значение которых можно влиять средствами технологии водоподготовки и коррекционной обработки питательной воды, а также своевременным устранением присосов газов и воды в конденсатном тракте. Оперативный контроль должен не только давать информацию о контролируемых показателях в данный момент, но и указывать их тенденцию изменения во времени с целью прогнозирования возможных последствий, связанных с отклонениями режима.

Важной задачей химического контроля является получение представительной пробы контролируемой среды. Ошибка при отборе проб зависит от конструкции пробозаборных устройств, скорости потока пробы, материала трассы пробопроводки и надежности охлаждения проб. Для уменьшения возможных ошибок в процессе контроля водного режима необходимо обеспечить выполнение требований ОСТ 108.030.04-890 «Котлы паровые стационарные: устройства для отбора проб пара и воды».

В соответствии с требованиями указанного ОСТ на линии отбора пробы после пробоотборника последовательно располагают: два запорных клапана, холодильник, дроссельный игольчатый вентиль (или дроссельное устро         йство). Запорные клапаны выбирают по параметрам контролируемолй среды.

Холодильники проб пара и воды должны быть змеевиковыми на две точки отбора и должны обеспечивать температуру охлаждения не выше 400С. Расход должен быть в пределах 30 – 50 кг/ч. При необходимости строгой стабилизации температуры пробы рекомендуется установка групповых холодильников со стабильной температурой охлаждающей воды. Для холодильников первой ступени должна использоваться охлаждающая вода с температурой не выше 250С, содержанием взвешенных веществ не более 5 мг/кг, карбонатной жесткостью не выше 3,0 мг-экв/кг при сухом остатке до 1000 мг/кг.

Объем химического контроля должен достоверно отражать состояние водно-химического режима. Схема химического контроля должна обеспечивать определение показателей водного режима при всех его состояниях (пуск, работа, останов, консервация, промывки). В соответствии с этими условиями и выбирают места отбора проб из пароводяного тракта энергоблоков. Количество точек контроля должно быть минимально необходимым.

Для объективной оценки состояния водного режима необходимо систематически сопоставлять данные оперативного и исследовательского контроля с количеством и составом отложений на поверхностях нагрева котла, теплообменных аппаратов и проточной части турбин. В каждый капитальный ремонт должны проводиться вырезки контрольных образцов из наиболее теплонапряженных поверхностей нагрева котла, из экономайзера, пароперегревателя высокого и низкого давления. Контролируется состояние трубок наиболее уязвимых поверхностей теплообменных аппаратов: ПНД (последнего по ходу питательной воды), ПВД (первого по ходу питательной воды), конденсатора (из зоны отсоса). Состояние контрольных образцов оценивают по загрязненности раздельно огневой и тыловой сторон и наличию коррозионного разрушения поверхности металла. Определяют химический состав отложений, снятых с контрольных образцов. 

 

Список литературы 

1.            Водоподготовка. Процессы и аппараты / Под ред. О.И. Мартыновой -М.: Атомиздат, 1977.

2.            Фрог Б.Н., Левченко А.П. Водоподготовка: Учебн. пособие для вузов. – М.: Издательство МГУ, 1996.

3.            Стерман Л.С., Покровский В.Н. Физические и химические методы обработки воды на ТЭС. - М.: Энергоатомиздат, 1991.

4.            Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей / Под ред. А. Ф. Дьякова - М.: Энергоатоиздат,1989. - 287 с.

5.            Карюхина Т.А., Чурбанова И.Н. Контроль качества воды. – М.: Стройиздат, 1986.

6.            Белоконова А.Ф. Водно-химические режимы тепловых электростанций. – М.: Энергоатомиздат, 1985.

7.            Мещерский Н.А. Эксплуатация водоподготовительных установок электростанций высокого давления. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

 

                                              Содержание РГР №1

 

 

Введение                                                               

3

 Цели и задачи  РГР                                                                             

1 Содержание и объем  РГР                                                                          

4

2 Задание на выполнение  РГР                         

4

3 Общие методические указания по выполнению  РГР                   

7

3.1 Расчет тепловых нагрузок                                             

8

3.2 Расход тепла на отопление                                                                

8

3.3 Расход тепла на вентиляцию производственных помещений          

8

3.4 Расчет тепловыделения в производственных помещениях и      расход тепла на нагрев материалов     

 9

3.5 Расход тепла на горячее водоснабжение                                          

  9

4 Выбор основного оборудования ТЭЦ                                                         

 10

4.1 Выбор турбин                                               

 10

4.2 Выбор энергетических котлов                                                          

10

4.3 Выбор пиковых водогрейных котлов                                               

 11

4.4 Выбор сетевых насосов

 

5 Выбор и расчет  установки                                

11

5.1 Определение производительности установки                             12

5.2 Схемы ионообменных водоподготовительных установок

 для питания парогенераторов              14

5.3 Оптимизация работы водоподготовительной установки.

 Анализ показателей работы ионитных фильтров с применением ЭВМ     16                 

 

6  Принципы компоновки аппаратуры  установок      

18

 

 

 

                                             Содержание РГР №2

 

 

 

 

1 Содержание и объем РГР                                                                               

 20

2 Задание на выполнение  РГР                                                                        

 21

3 Коррекционная обработка воды и водно-химический     режим тепловых электростанций и тепловых сетей. Химический контроль     

21

4 Нормы качества пара и воды    

24

5 Выбор и реализация водно-химического режима основного цикла,   системы теплоснабжения, оборотного водоснабжения.     36

6Организация рационального химического контроля водного режима   

 37