Содержание
Приложение №3. Требования к качеству питательной и котловой воды
1. Показатели качества питательной воды для котлов с естественной и многократной принудительной циркуляцией паропроизводительностью 0,7 т/ч и более (кроме водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 14 МПа) не должны превышать указанных значений:
а) для паровых газотрубных котлов:
| Показатель | Значение | |
|---|---|---|
| Для котлов, работающих | ||
| на жидком топливе | на других видах топлива | |
| Прозрачность по шрифту, см, не менее | 40 | 20 |
| Общая жесткость, * | 30 | 100 |
| Содержание растворенного кислорода (для котлов паропроизводительностью 2 т/ч и более), мкг/кг | 50* | 100 |
* Для котлов, не имеющих экономайзеров, и котлов с чугунными экономайзерами содержание растворенного кислорода допускается от 100 мкг/кг;
б) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией (в том числе котлов-бойлеров) и рабочим давлением пара до 4 МПа:
| Показатель | Значение | |||
|---|---|---|---|---|
| Рабочее давление, МПа | ||||
| 0,9 | 1,4 | 2,4 | 4 | |
| Прозрачность по шрифту, см, не менее | 30 | 40 | 40 | 40 |
| Общая жесткость, мкгэкв/кг | 30* _____ 40 | 15* _____ 20 | 10* ____ 15 | 5* ____ 10 |
| Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг | Не нормируется | 300* ______ Не нормируется | 100* _____ 200 | 50* _____ 100 |
| Содержание соединений меди (в пересчете на Cu), мкг/кг | Не нормируется | 10* ________ Не нормируется | ||
| Содержание растворенного кислорода (для котлов паропроизводительностью 2 т/ч и более)**, мкг/кг | 50* _____ 100 | 30* _____ 50 | 20* ____ 50 | 20* _____ 30 |
| Значение рН при 25°C*** | 8,5 — 10,5 | |||
| Содержание нефтепродуктов, мг/кг | 5 | 3 | 3 | 0,5 |
* В числителе указаны значения для котлов, работающих на жидком топливе, в знаменателе — на других видах топлива.
** Для котлов, не имеющих экономайзеров, и котлов с чугунными экономайзерами содержание растворенного кислорода допускается от 100 мкг/кг при сжигании любого вида топлива.
*** В отдельных обоснованных случаях может быть допущено снижение значения рН до 7,0.
в) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 10 МПа:
| Показатель | Значение | |
|---|---|---|
| Для котлов, работающих | ||
| на жидком топливе | на других видах топлива | |
| Общая жесткость, * | 1 | 3 |
| Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг | 20 | 30 |
| Содержание соединений меди (в пересчете на Cu), мкг/кг | 5 | 5 |
| Содержание растворенного кислорода, мкг/кг | 10 | 10 |
| Значение рН при 25°С* | * | * |
| Содержание нефтепродуктов, мг/кг | 0,3 | 0,3 |
* При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение начения рН до 10,5:
г) для энерготехнологических котлов и котлов-утилизаторов с рабочим давлением пара до 5 МПа:
| Показатель | Значение | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| Рабочее давление, МПа | |||||
| 0,9 | 1,4 | 4 и 5 | |||
| Температура греющего газа (расчетная), °С | |||||
| до 1200 включительно | до 1200 включительно | свыше 1200 | до 1200 включительно | свыше 1200 | |
| Прозрачность по шрифту, см, не менее | 30*(1) ____ 20 | 40*(1) ____ 30 | 40 | ||
| Общая жесткость, * | 40*(1) _____ 70 | 20*(2) _____ 50 | 15 | 10 | 5 |
| Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг | Не нормируется | 150 | 100 | 50*(3) | |
| Содержание растворенного кислорода: | |||||
| а) для котлов с чугунным экономайзером или без экономайзера, мкг/кг | 150 | 100 | 50 | 50 | 30 |
| б) для котлов со стальным экономайзером, мкг/кг | 50 | 30 | 30 | 30 | 20 |
| Значение рН при 25°С | Не менее 8,5*(4) | ||||
| Содержание нефтепродуктов, мг/кг | 5 | 3 | 2 | 1 | 0,3 |
*(1) В числителе указано значение для водотрубных котлов, в знаменателе — для газотрубных котлов.
*(2) Для водотрубных котлов с рабочим давлением пара 1,8 МПа жесткость не должна быть более 15 *.
*(3) Допускается увеличение содержания соединений железа до 100 мкг/кг при условии применения методов реагентной обработки воды, уменьшающих интенсивность накипеобразования за счет перевода соединений железа в раствор, при этом должны соблюдаться нормативы по допускаемому количеству отложений на внутренней поверхности парогенерирующих труб.
*(4) Верхнее значение рН устанавливается не более 9,5 в зависимости от материалов, применяемых в оборудовании пароконденсатного тракта.
Примечание: Для газотрубных котло-утилизаторов вертикального типа с рабочим давлением пара свыше 0,9 МПа, а также для содорегенерационных котлов показатели качества питательной воды нормируются по значениям последней колонки таблицы. Кроме того, для содорегенерационных котлов нормируется солесодержание питательной воды, которое не должно быть более 50 мг/кг;
д) для энерготехнологических котлов и котлов-утилизаторов с рабочим давлением пара 11,0 МПа:
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Общая жесткость, * | 3 |
| Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг | 10 |
| Содержание растворенного кислорода, мкг/кг | 30 |
| Значение рН при 25°С | ** |
| Условное солесодержание (в пересчете на NaCl), мкг/кг** | 300 |
| Удельная электрическая проводимость при 25°С, мкОм/см** | 2 |
| Содержание нефтепродуктов, мг/кг | 0,3 |
* Верхнее значение рН устанавливается не более 9,5 в зависимости от материалов, применяемых в оборудовании пароконденсатного тракта.
** Условное солесодержание должно определяться кондуктометрическим солемером с предварительной дегазацией и концентрированием пробы, а удельная электрическая проводимость — кондуктометром с предварительным водород-катионированием пробы; контролируется один из этих показателей;
е) для высоконапорных котлов парогазовых установок:
| Показатель | Значение | ||
|---|---|---|---|
| Рабочее давление, МПа | |||
| 4 | 10 | 14 | |
| Общая жесткость, мкг-экв/кг | 5 | 3 | 7 |
| Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг | 50* | 30* | 20* |
| Содержание растворенного кислорода, мкг/кг | 20 | 10 | 10 |
| Значение рН при 25°С | * | * | * |
| Условное солесодержание (в пересчете на NaCl), *** | Не нормируется | 300 | 200 |
| Удельная электрическая проводимость при 25°С, * | Не нормируется | 2 | 1,5 |
| Содержание нефтепродуктов, мг/кг | 1,0 | 0,3 | 0,3 |
* Допускается превышение норм по содержанию железа на 50% при работе парогенератора на природном газе.
** Условное солесодержание должно определяться кондуктометрическим солемером с предварительной дегазацией и концентрированием пробы, а удельная электрическая проводимость — кондуктометром с предварительным водород-катионированием пробы; контролируется один из этих показателей.
2. Показатели качества питательной воды для водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 14 МПа и для энергетических прямоточных котлов не должны превышать указанных значений:
а) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 14 МПа:
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Общая жесткость, * | 1 |
| Содержание соединений железа, * | 20 |
| Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, * | 5 |
| Содержание растворенного кислорода в воде после деаэратора, * | 10 |
| Содержание нефтепродуктов, * | 0,3 |
| Значение рН | * |
| Содержание кремниевой кислоты, *: | |
| для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ | 30 |
| для ТЭЦ с производственным отбором пара | 60 |
При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.
Содержание соединений натрия для котлов с давлением 14 МПа должно быть не более 50 *. Допускается 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 с давлением 14 МПа должна быть не более 1,5 мкОм/см. Допускается 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 *; в период пуска и остановки котла допускается содержание гидразина до 3000 * (со сбросом пара в атмосферу).
Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 1000 *; в отдельных случаях, согласованных с региональным диспетчерским подразделением энергетической системы (в случае для оборудования, находящегося в управлении (ведении) диспетчера), допускается увеличение содержания 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 *.
Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов с давлением 14 МПа должно быть не более 20 *;
б) для энергетических прямоточных котлов:
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Общая жесткость, * не более | 1 |
| Содержание натрия, *, не более | 5 |
| Кремниевая кислота, *, не более | 15 |
| Соединения железа, *, не более | 10 |
| Растворенный кислород при кислородных режимах, * | 100 — 400 |
| Удельная электрическая проводимость, мкОм/см, не более | 0,3 |
| Соединения меди в воде перед деаэратором, *, не более | 51 |
| Растворенный кислород в воде после деаэратора, * | 10 |
| Значение рН при режиме: | |
| гидразинно-аммиачном | * |
| гидразинном | * |
| кислородно-аммиачном | * |
| Гидразин, *, при режиме: | |
| гидразинно-аммиачном | 20 — 60 |
| гидразинном | 80 — 100 |
| пуска и останова | До 3000 |
| Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки), *, не более | 0,1 |
* При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других коррозионно-стойких материалов — не более 2 *.
На тех электростанциях с прямоточными котлами с давлением пара 14 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 *, общая жесткость питательной воды должна быть не более 0,5 *, а содержание в ней соединений железа — не более 20 *.
Для прямоточных котлов с давлением 10 МПа и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть установлены энергосистемами на основе имеющегося опыта эксплуатации.
3. Показатели качества подпиточной и сетевой воды для водогрейных котлов (кроме водогрейных котлов, установленных на тепловых электростанциях, тепловых станциях) не должны превышать указанных значений:
| Показатель | Значение | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Система теплоснабжения | ||||||
| открытая | закрытая | |||||
| Температура сетевой воды, °С | ||||||
| 115 | 150 | 200 | 115 | 150 | 200 | |
| Прозрачность по шрифту, см, не более | 40 | 40 | 40 | 30 | 30 | 30 |
| Карбонатная жесткость, *: | ||||||
| Значение рН не более 8,5 | 800* ______ 700 | 750* ______ 600 | 375* ______ 300 | 800* ______ 700 | 750* ______ 600 | 375* ______ 300 |
| Значение рН более 8,5 | Не допускается | По расчету | ||||
| Содержание растворенного кислорода, мкг/кг | 50 | 30 | 20 | 50 | 30 | 20 |
| Содержание соединений железа (в пересчете на Fe), мкг/кг | 300 | 300* ______ 250 | 250* ______ 200 | 600* ______ 500 | 500* ______ 400 | 375* ______ 300 |
| Значение рН при 25°С | От 7,0 до 8,5 | От 7,0 до 11,0 ** | ||||
| Содержание нефтепродуктов, мг/кг | 1,0 | |||||
* В числителе указано значение для котлов на твердом топливе, в знаменателе — на жидком и газообразном топливе.
** Для теплосетей, в которых водогрейные котлы работают параллельно с бойлерами, имеющими латунные трубки, верхнее значение рН сетевой воды не должно превышать 9.5.
4. Показатели качества сетевой воды для водогрейных котлов, установленных на тепловых электростанциях и тепловых станциях, не должны превышать следующих значений:
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Содержание свободной углекислоты | 0 |
| Значение рН для систем теплоснабжения: | |
| открытых | 8,3 — 9 |
| закрытых | 8,3 — 9,5 |
| Содержание соединений железа для систем теплоснабжения *, | |
| открытых | 0,3 — 0,5* |
| закрытых | 0,5 |
| Содержание растворенного кислорода *, | 20 |
| Количество взвешенных веществ *, | 5 |
| Содержание нефтепродуктов для систем теплоснабжения *, | |
| открытых | 0,1 |
| закрытых | 1 |
* Верхний предел допускается по согласованию с органами Роспотребнадзора.
В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течение четырех недель для закрытых систем теплоснабжения и двух недель для открытых систем по содержанию соединений железа до 1 *, растворенного кислорода до 30 и взвешенных веществ до 15 *.
5. Показатели качества подпиточной воды для водогрейных котлов, установленных на тепловых электростанциях и тепловых станциях, не должны превышать следующих значений:
а) закрытые тепловые сети:
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Содержание свободной углекислоты | 0 |
| Значение рН для систем теплоснабжения: | |
| открытых | 8.3 — 9* |
| закрытых | 8,3 — 9,5* |
| Содержание растворенного кислорода *, не более | 50 |
| Количество взвешенных веществ *, не более | 5 |
| Содержание нефтепродуктов *, не более | 1 |
* Верхний предел значения рН допускается только при глубоком умягчении воды, нижний — с разрешения энергосистемы может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных юлении в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения;
б) качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также действующим нормам для питьевой воды. Подпиточная вода для открытых систем теплоснабжения должна быть подвергнута удалению из нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 мин увеличивается сверх нормы, указанной в действующих нормативных документах для питьевой воды.
При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей с непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в подпиточной воде должно быть не более 50 * в пересчете на *.
При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения *), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения *) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее превышения в пристенном слое труб котла на 40°С.
Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду не допускается.
6. Нормы качества котловой воды, необходимый режим ее коррекционной обработки, режимы непрерывной и периодической продувок принимаются на основании инструкции организации — изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или на основании результатов теплохимических испытаний.
При этом для паровых котлов с давлением до 4 МПа включительно, имеющих заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%; для котлов со сварными барабанами и креплением труб методом вальцовки (или вальцовкой с уплотнительной подваркой) относительная щелочность котловой воды допускается до 50%, для котлов со сварными барабанами и приварными трубами относительная щелочность котловой воды не нормируется.
Для паровых котлов с давлением свыше 4 до 10 МПа включительно относительная щелочность котловой воды не должна превышать 50%, для котлов с давлением свыше 10 до 14 МПа включительно не должна превышать 30%.
7. Показатели качества питательной воды паровых электрических котлов не должны превышать следующих значений:
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Прозрачность по шрифту, см, не менее | 20 |
| Удельное сопротивление, * | В пределах, указанных в паспорте котла |
| Общая жесткость, *, не более | 0,1* |
| Содержание растворенного кислорода, мг/кг, не более | 0,1 |
| Содержание нефтепродуктов, мг/кг, не более | 5 |
* В случае обоснования проектной организацией допускается повышение или снижение величины общей жесткости при условии соблюдения периода между чистками котла от накипи, а также нормативных требований к качеству пара или получаемого из него конденсата.
8. Показатели качества подпиточной и сетевой воды водогрейных электрических котлов не должны превышать следующих значений:
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Прозрачность по шрифту, для систем теплоснабжения см, не менее: | |
| открытых | 40 |
| закрытых | 30 |
| Удельное сопротивление, * | В пределах, указанных в паспорте котла |
| Общая жесткость, *, не более | 3 |
| Содержание растворенного кислорода, мг/кг, не более: | |
| при температуре сетевой воды 115°С | 0.05 |
| при температуре сетевой воды 150°С | 0,03 |
| Содержание свободной углекислоты, мг/кг | Не допускается |
| Содержание нефтепродуктов, для систем теплоснабжения мг/кг, не более: | |
| открытых | 0,3 |
| закрытых | 1 |
Данные нормы качества подпиточной и сетевой воды водогрейных электрических котлов распространяются на котлы, работающие по отопительно-вентиляционному или какому-либо другому гибкому графику отпуска тепла. В случае установки водогрейных электрических котлов на производствах с жестким графиком отпуска тепла, особенно при постоянной работе котлов на предельных параметрах, качество подпиточной и сетевой воды принимается проектной организацией.
<< / к содержанию Правил / >>
Показатели качества сетевой и подпиточной воды
Наиболее полно современные требования к качеству сетевой и подпиточной воды централизованных систем теплоснабжения изложены в ПТЭ . В сетевой воде свободная угольная кислота должна отсутствовать; значение pH для открытых систем теплоснабжения 8,39,0; закрытых 8,39,5; содержание соединений железа 0,3 или 0,5 мг/дм3 соответственно для открытых и закрытых систем; содержание растворенного кислорода не более 20 мкг/дм3; количество взвешенных веществ не более 5 мг/дм3; содержание нефтепродуктов соответственно 0,1 или 1,0 для открытых и закрытых систем теплоснабжения. По согласованию с санитарными органами содержание соединений железа в открытых системах теплоснабжения допускается 0,5 мг/дм3.
Качество воды для подпитки закрытых тепловых сетей должно удовлетворять следующим нормам: свободная угольная кислота должна отсутствовать; значение pH 8,39,5; содержание растворенного кислорода не более 50 мкг/дм3; количество взвешенных веществ не более 5 мг/дм3; содержание нефтепродуктов не более 1,0 мг/дм3. Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять действующим нормам для питьевой воды. Значение pH должно быть в диапазоне 8,39,0.
Верхний предел значений pH для вод обоего типа допускается только при глубоком умягчении, нижний с разрешения энергосистемы может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах системы теплоснабжения.
Изложенные выше требования не содержат положений, ограничивающих использование технической воды в закрытых тепловых сетях, не оговорены условия деаэрации воды. В то же время, в соответствии с качество исходной воды для открытых и закрытых систем теплоснабжения должно отвечать требованиям СанПиН и ПТЭ , а техническую воду можно использовать при наличии «термической» деаэрации. Под этим термином, очевидно, подразумевается деаэрация при температуре выше 100 ОC. Такая же деаэрация необходима для обеспечения эпидемической надежности горячей воды при открытых системах теплоснабжения .
В соответствии с приведенным выше, широко используемые в настоящее время вакуумные деаэраторы должны применяться только в закрытых тепловых сетях при условии использования для их подпитки воды питьевого качества. Это требование выполняется на большинстве котельных, обычно использующих воду питьевого качества. На ТЭЦ такой вариант встречается крайне редко.
Для преодоления указанного ограничения предлагается подпиточную воду после вакуумных деаэраторов нагревать в теплообменниках до температуры не ниже 100 ОC с последующим при необходимости ее охлаждением . Такой вариант работы рекомендуется и для открытых систем теплоснабжения при подпитке их технической водой. Однако документов, регламентирующих возможность такой работы, нет.
Для обеспечения условий, при которых карбонатное накипеобразование протекает с интенсивностью не более 0,1 г/(м2.ч), предельное значение карбонатного индекса (произведение общей щелочности и кальциевой жесткости) сетевой воды (Икс) не должно превышать значения, зависящего от типа теплообменного оборудования (водогрейные котлы или сетевые подогреватели), температуры нагрева сетевой воды и ее pH .
В этих таблицах приведены значения Икс при рН 9,2, однако верхний предел pH не указан. В то же время отмечено, что для закрытых систем теплоснабжения с разрешения энергосистемы верхний предел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мгэкв/дм3)2. При этом не указано, для какого диапазона температур и pH правомерно последнее положение.
Значения Икп подпиточной воды открытых систем теплоснабжения должны быть такими же, как нормативные значения Икс.
Значение Икп подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение Икс с учетом доли присосов водопроводной воды .
Доля реальных присосов водопроводной воды определяется по формуле, %:
б=(ЖсЖп)/(ЖвЖс)100%, (1)
где Жс, Жп и Жв общая жесткость соответственно сетевой, подпиточной и водопроводной воды, мгэкв/дм3.
Значение Икп подпиточной воды рекомендуется определять по формуле:
Икп=Икс/( 1+0,01 а). (2)
Структура этой формулы показывает, что в ней абсолютно не учитывается фактическое содержание кальция и щелочности в подпиточной и водопроводной воде. В соответствии с определением понятия карбонатный индекс, Икп подпиточной воды равен:
Икп=Сап.Щп, (3)
а значения Сап и Щп определяются по соответствующим балансам:
Сап+0,01бСав=(1+0,01б)Сас, (4)
Щп+0,01бЩв=(1+0,01б)Щс, (5)
где Сап, Сав и Сас кальциевая жесткость соответственно подпиточной, водопроводной и сетевой воды, мгэкв/дм3; Щп, Щв и Щс щелочность соответственно подпиточной, водопроводной и сетевой воды, мгэкв/дм3.
Как показали выполненные ранее расчеты , использование формулы (2) для определения Икп и Сап приводит к значительному завышению их значений. В качестве примера на рисунке представлены значения Сап при Икс=0,9 (мгэкв/дм3)2, разных составах водопроводной воды и методах подготовки подпиточной воды в зависимости от доли присосов. Проанализированы три наиболее распространенные технологии подготовки подпиточной воды: натрий и водородкатионирование с голодной регенерацией катионита (Hг-катионирование) водопроводной (коагулированной) воды (варианты Аи Б на рисунке), а также натрийкатионирование известковокоагулированной воды (вариантВ).
Hормы качества воды и пара ТЭС
Речь в данной лекции идет, прежде всего, о нормах для питательной воды, для котловой воды и пара, а также о принципах построения этих норм.
Рассматриваемые вопросы:
1. Что представляют собой нормы качества воды и пара.
2. Назначение норм.
3. Виды норм (по составу оборудования и режимам).
4. Способы нормирования.
5. Тенденции нормирования качества воды и пара.
6. Особенности нормирования и норм в современных условиях.
7. Итоги.
1. Нормы качества воды и пара представляют собой таблицы регламентированных значений водно-химических характеристик пара и воды. То есть, тех значений водно-химических показателей теплоносителя, которые должны быть выдержаны в процессе ведения водно-химического режима (ВХР) оборудования ТЭС.
Как выглядят нормы? Например так, как по тексту ПТЭ:
Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам:
Соединения натрия, мкг/кг, не более…………………..5
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более…………………15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более..0,3
рН, не менее……………………………………..7,5
Это лишь небольшой фрагмент норм.
Нормы качества воды и пара делятся на две основные группы регламентированных значений показателей ВХР.
К первой группе относятся нормы, устанавливающие пределы для содержания находящейся в воде примеси, среди которых нормы, регламентирующие предельно допустимые значения содержания вредных или нежелательных примесей и нормы, регламентирующие допустимые минимальные и максимальные границы для содержания примесей, вводимых целевым порядком в пароводяной цикл.
Ко второй группе относятся нормы, устанавливающие допустимые границы для физико-химимических характеристик воды.
Содержания железа, меди, аммиака и прочих примесей — это представители первой группы. Показатели элекропроводности и рН относятся ко второй.
Основным документом, регламентирующим качество воды и пара при ведении всех существующих ВХР ТЭС, являются Правила технической эксплуатации. Кроме того, существуют нормативные документы применительно к отдельным видам ВХР (НКВР, КАВР, гидрозино-аммиачный и т.д.).
2. Основное назначение норм — это установление границ, обеспечивающих правильное ведения ВХР в случае не нарушения этих норм. Качество ведения ВХР определяется по результатам сравнения текущих значений водно-химических показателей с их нормативными значениями. По результатам этого сравнения принимаются также, в случае необходимости, меры по коррекции ВХР.
Таким образом, нормы — это своего рода ориентиры, по которым осуществляются ведение и коррекция ВХР. Подобные нормы-ориентиры мы, например, готовили для барабанного котла ТЭС Уонг-Би, Вьетнам. Основной фрагмент этих норм выглядел следующим образом:
Качество питательной воды при условии регулирования температуры перегретого пара впрыском его собственного конденсата:
Общая жесткость, мкг-экв/кг, не более…………………1
Соединения натрия, мкг/кг, не более (при непр.продувке 0.5-1%)..10-15
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более.(при н.продувке 0.5-1%)..15-17
Соединения железа, мкг/кг, не более………………….20
Соединения меди перед деаэратором, мкг/кг, не более…….3
Растворенный кислород после деаэратора, мкг/кг, не более 10
Значение рН………………………………….9.1+-0.1
Качество перегретого и насыщенного паров:
Соединения натрия, мкг/кг, не более…………………..5
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более…………………15
Значение рН не менее………………………………7.5
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более..0.3
Общий органический углерод, мкг/кг, не более…………100
Качество котловой воды (до уточнения по данным теплохимических испытаний):
Значение рН………………………………..9.3—10.0 —
по условиям ограничения сод-я NaOH в к.воде по выносу в пар
Соединения фосфатов, мг/кг, не более………………….2
Соединения натрия, мкг/кг, не более………………..1500
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более………………..100
Расход воды на непрерывную продувку предлагается поддерживать на уровне 0.5-1% от паропроизводительности котла при стационарном режиме его работы и не более 3% в периоды пусков и временного ухудшения качества питательной воды.
3. Нормы, помимо указанного выше общего деления на нормы, относящиеся к содержанию находящихся в воде и паре ингредиентов, и нормы, касающиеся показателей электропроводности и рН, подразделяются на множество других норм по видам эксплуатируемого основного оборудования и используемых ВХР. Существуют отдельные нормы для питательной воды, для котловых вод, для пара, для турбинного конденсата и также для подпиточной (добавочной) воды. При этом эти нормы не одинаковы для ТЭС разных параметров по давлению пара, а также для ТЭС, имеющими в своем составе барабанные и прямоточные котлы. Все эти нормы, как уже указывалось, есть в Правилах технической эксплуатации. Но кроме этого, есть ряд документов, регламентирующих состав и качество теплоносителя для конкретных ВХР. Например, есть отраслевые инструкции по ведению эпураминного ВХР, хеламинного ВХР и т.д.
Необходимость подразделения норм на множество групп связана с особенностями процессов, протекающих в разных точках пароводяного тракта ТЭС. Так, нормы для питательной воды барабанных котлов устанавливаются с точки зрения обеспечения необходимого качества котловой воды и получаемого из нее пара. С этой точки зрения в питательной воде нормируются общее солесодержание или электропроводность воды и содержание кремниевой кислоты. В свою очередь, содержание натрия и кремнекислоты в парах нормируется с точки зрения обеспечения минимального, в пределах возможного, заноса отложениями проточной части турбины. В то же время, в питательной воде нормируются ее жесткость и содержания продуктов коррозии (железа и меди), исходя из требований обеспечения минимальной скорости образования отложений на поверхностях экранных труб. В свою очередь, для снижения в питательной воде продуктов коррозии и солей жесткости, нормируется содержание этих примесей в турбинном конденсате. Одновременно нормируется содержание коррозионно активных агентов: кислорода и, косвенно, соединений углекислоты (косвенно — через показатели электропроводности и рН).
Таких нюансов очень много. Но если брать по крупному, то нормирование сводится:
к установлению по всем точкам пароводяного тракта приемлемых с точки зрения допустимой скорости образования отложений в экранных трубах и в проточной части турбин содержаний примесей, приводящих к образованию указанных отложений;
к установлению предельно допустимых содержаний коррозионно активных агентов (кислорода и углекислоты);
к установлению границ целесообразного содержания химических реагентов, вводимых в пароводяной цикл ТЭС с целью снижения скорости процессов образования отложений и процессов коррозии.
4. Очевидно, что чем чище вода, чем меньше в ней накипеобразующих и коррозионно активных примесей, тем лучше для оборудования эксплуатируемых ТЭС. Однако возможности улучшения воды ограничены техническими, а также и экономическими возможностями ТЭС. Эти возможности, если не брать за основу условия текущего кризиса, постоянно возрастают. Но реально, в отраслевом масштабе, они определяются не исходя из каких-то расчетов, а преимущественно эмпирическим путем. Делаются опросы ТЭС, группируются полученные данные, собираются совещания, проводятся обсуждение и анализ данных, устанавливаются нормативы качества воды на уровне не самых лучших ТЭС, но все же на уровне, лучшем против среднего по собранным данным. Автору лекции тоже приходилось организовывать подобный процесс совместно с начальником электротехнического отдела Минэнерго СССР Кабановым, в прошлом выходцем из ДонОРГРЭС. Вопрос касался водного режима турбо- и гидрогенераторов с водяным охлаждением обмоток статора. Делались запросы на ТЭС, имеющих такие системы, данные обрабатывались и группировались. Затем было проведено всесоюзное совещание на Запорожской ГРЭС с участием нескольких институтов, энергоуправлений, а также представителей ТЭС и был составлен протокол совещания с перечнем норм качества охлаждающего дистиллята, которые легли в основу разрабатываемого эксплуатационного циркуляра.
Помимо описанного отраслевого уровня разработки норм, общих для всех ТЭС, имеется также предусмотренная ПТЭ возможность установления локальных норм для отдельных ТЭС по результатам проведенных испытаний. Так, по результатам теплохимических испытаний устанавливаются предельно допустимые содержания кремнекислоты и натрия в питательной и котловых водах (вместо или совместно с нормами на содержание натрия для этих вод часто устанавливаются и нормы на солесодержание воды).
Суть этого нормирования заключается в установлении такого качества питательной воды и котловых вод, чтобы при его достижении обеспечивалось регламентируемое качество пара; то есть, то качество, которое для пара устанавливается в ПТЭ, а не по результатам испытаний. При этом устанавливается норма и на размер непрерывной продувки, так как от этого размера зависят одновременно предельно допустимое качество питательной воды и тепловые потери на котле. В качестве примера можно привести недавно выполненные теплохимические испытания барабанного котла на Краматорской ТЭЦ. При испытаниях замерялись содержания натрия и кремнекислоты в питательной и котловых водах, а также в парах при разных расходах воды на непрерывную продувку. По результатам испытаний рассчитывались коэффициенты выноса примесей в пар и на основе балансовых расчетов устанавливались нормы для котловых вод и для питательной воды с учетом влияния непрерывной продувки.
5. Основные тенденции нормирования, отражаемые в ПТЭ, заключаются в постоянном ужесточении норм качества питательной воды. Несколько десятков лет назад барабанные котлы высокого давления подпитывались в основном натрий-катионированной (умягченной) водой с высоким солесодержанием и с большой концентрацией в ней кремниевой кислоты. Затем во все большей мере на таких котлах стали переходить на подпитку обессоленной водой. Соответственно ужесточались и нормы для качества питательной воды, которое в большей или меньшей мере, в зависимости от размера подпитки, определяется качеством добавочной воды.
Одновременно с улучшением качества питательной воды, в частности с уменьшением ее солесодержания, стали меняться и нормы для котловой воды барабанных котлов в сторону снижения в ней содержания фосфатов, вплоть до уровня так называемого пониженного фосфатирования на котлах ВД.
Помимо упомянутых тенденций, прослеживается также тенденция увеличения в ПТЭ количества нормируемых показателей качества питательной воды. Так для барабанных котлов высокого давления (более 100 кгс/см2) в ПТЭ стали указывать предельно допустимое содержание кремнекислоты в питательной воде. Это приводит и к изменению предмета теплохимических испытаний. Вместо установления по результатам испытаний предельно допустимых содержаний примесей в питательной воде, основным предметом испытаний в этих условиях становится проверка котла на его возможность обеспечивать должную чистоту пара при уже установленном в ПТЭ качестве питательной воды.
6. В современных условиях при нормировании качества питательной и котловых вод по результатам теплохимических испытаний приходится сталкиваться с ситуациями, которые не были типичными на момент разработки документов, регламентирующих проведение испытаний. Так, при проведении теплохимических испытаний на Краматорской ТЭС мы столкнулись с той ситуацией, что питательная вода по содержанию в ней кремнекислоты (основной нормируемый по результатам испытаний показатель) оказалась даже лучшей, чем требуемое по кремнесодержанию качество паров. В определенной мере это усложнило (а не упростило, как можно было бы ожидать) проведение испытаний. Дело в том, что при проведении теплохимических испытаний часть нормируемых по результатам испытаний показателей устанавливается расчетным путем через коэффициенты выноса, балансы поступления-удаления примесей в котле и т.д. Для этого требуется знать точные значения показателей качества пара и котловых вод, а также питательной воды. Однако при выполнении анализов относительно чистой воды резко возрастает фактор погрешности химического анализа, обусловленный чистотой используемых при анализе реактивов, чистотой воздуха и многим другим. В соответствии с этим усложняются процессы получения достоверных данных и их обработки, а также процессы построения графических зависимостей и режимных карт.
Высокая чистота питательной воды по содержанию в ней кремнекислоты, а также натрия, была обусловлена схемой получения добавочной воды на Краматорской ТЭЦ: двуступенчатое натрий-катионирование с последующим получением из этой воды дистиллята на испарительной установке. Подобные схемы подпитки энергетических котлов имеют место на многих ТЭС Донбасса примерно с таким же, как на Краматорской ТЭЦ, качеством подпиточной и питательной воды. Однако такие схемы имеют и недостатки: резкое ухудшение качества питательной воды при нестабильной работе испарителей (при их «плевках»).
Наибольшую сложность для нормирования представляют так называемые полиаминные водно-химические режимы, характеризуемые с одной стороны использованием для коррекции ВХР сложных смесей аминов, и с другой стороны — отсутствием отработанных методик анализа этих аминов и продуктов их разложения в пароводяном цикле ТЭС.
В последние годы нормативная техническая литература обогатилась требованиями регламентирования переходных режимов, т.е. регламентирования ВХР в периоды пусков-остановов оборудования и в начальный послепусковой период. При этом многие требования выражены в относительных единицах, типа содержание такого-то вещества в период пусков после простоя оборудования более трех суток не должно превышать содержание, установленное для стационарного режима, более чем в n раз. В том числе, подобные требования распространяются даже на те содержания, в отношении которых не установлены нормы ПТЭ для стационарных режимов.
В связи с такими требованиями, к нам обратилась Кураховская ТЭС на предмет установления норм качества воды и пара в переходных режимах. Нами были сняты характеристики ВХР в этих режимах и разработаны две режимные карты: одна применительно к частым пускам-остановам, другая применительно к пускам после длительного останова оборудования.
7. Подводя итог сказанному, можно отметить, что нормы качества воды и пара призваны обозначить границы для правильного ведения водно-химического режима ТЭС, при ненарушении которых обеспечивается надежная и экономичная эксплуатация оборудования в той мере, в какой эта надежность и экономичность зависят от ВХР.
Основными показателями достижения такой надежности и экономичности является снижение скорости коррозии оборудования, контактирующего с паром и водой, и снижение скорости образования отложений в проточной части турбин и на теплопередающих поверхностях.
Нормы качества воды и пара устанавливаются на отраслевом уровне — по результатам анализа показателей, достигнутых на ряде ТЭС; на локальном уровне — нормы устанавливаются также и по результатам проведенных испытаний.
>6. Нормы качества воды, пара и конденсата
6.1 Общие сведения
Для обеспечения надежной и безаварийнойработы оборудования без образования накипи, отложений и коррозии его внутренних поверхностей необходимо обеспечивать качество воды и пара в пределах установленных норм согласно требований ПТЭ.
Отложения увеличивают шероховатость и уменьшают площадь проходных сечений трубопроводов, ухудшают передачу тепла в теплообменных аппаратах из-за низкой теплопроводности отложений, при больших тепловых нагрузках температура экранных труб и труб пароперегревателя в местах образования отложений может достигать недопустимых значений, при которых трубы повреждаются. Отложения в проточной части турбин приводят к ухудшению экономичности, а при значительных отложениях возможно ограничение мощности турбины из-за увеличения осевого усилия и опасности выплавления упорного подшипника. При наличии коррозионных процессов в воду попадают продукты коррозии, которые также могут выпадать в виде отложений на внутренних поверхностях нагрева.
6.1.1 Нормы качества питательной воды
-
общая жесткость (Ж) — не более 1мкг-экв/дм³;
-
содержание кремниевой кислоты SiO2 — не более 30 мкг/дм³(при отсутствии расхода пара на производство);
-
содержание соединений натрия Na- не более 50 мкг/дм³.
-
удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы н- не более 1,5 мкСм/см.
-
значение рН (при 25°С) — 9,1±0,1;
-
содержание растворенного кислорода после деаэратора Д-6 до точки ввода гидразина — не более 10 мкг/дм³;
-
содержание свободного гидразина N2H4 – от 20 до 60 мкг/дм³. В периоды пусков и остановов котлов допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм³ (со сбросом пара в атмосферу);
-
содержание аммиака и его соединений (в пересчете на NН3) — не более 1000 мкг/дм³;
-
суммарное содержание нитратов NO3 и нитритовNO2- не более 20 мкг/дм;
-
содержание соединений железа Fe- не более 20 мкг/дм³;
-
содержание соединений меди Cuв воде перед деаэратором — не более 5 мкг/дм³;
-
содержание нефтепродуктов — не более 0,3 мг/дм³.
6.1.2 Нормы качества котловой воды
|
Избыток фосфатов РО4³¯в чистом отсеке |
0,5-2,0 мг/дм³ |
|
Избыток фосфатов РО4³¯в солевом отсеке |
не более 12мг/дм³ |
|
В чистом отсеке рН |
9,0-9,5 |
|
В солевом отсеке рН , не более |
10,5 |
|
Соотношение Щфф/Щобщ в чистом отсеке |
0,2-0,5 |
|
Соотношение Щфф/Щобщ в солевых отсеках |
0,5-0,7 |
6.1.3 Нормы качества пара
Качество насыщенного и перегретого пара должно удовлетворять следующим нормам:
|
Показатель |
χн, мкСм/см |
Nа, мкг/дм³ |
SiO2, мкг/дм³ |
рН |
|
Норма качества, не более |
Не менее 7,5 |
6.1.4 Нормы качества конденсата турбин
Качество конденсата турбин должно удовлетворять следующим нормам:
общая жесткость – не более 1 мкг/дм³,
содержание растворенного кислорода после КЭН – не более 20 мкг/дм³.
6.1.5 Нормы качества химобессоленной воды
Восполнение потерь пара и конденсата на ТЭЦ производится химически обессоленной водой (ХОВ), которую приготавливают в ХЦ.
Качество ХОВ должно удовлетворять следующим нормам:
|
Показатель |
Жо, мкг-экв/дм³ |
χ, мкСм/см |
Nа, мкг/дм³ |
SiO2, мкг/дм³ |
|
Норма качества, не более |
6.1.6 Нормы качества воды дренажных баков
Дренажные воды обычно загрязнены продуктами коррозии из разветвленной системы дренажей, могут содержать соли жесткости, кремниевую кислоту, масла и другие примеси, поэтому для принятия решения об их использовании необходимо выполнить анализ качества конденсата. Качество воды в дренажных баках должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды. В случае ухудшения их качества подача воды из бака осуществляется по указанию НС ХЦ в баки грязного конденсата ХЦ (БГК) или на слив.