Гарбер К.Э., Кострико Е.Э., Храмов Н.А. ОАО «Системэнерго» г. Череповец

С введением в действие изменений № 2 к Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов , в которых, в частности, введено требование о необходимости разработки специализированными наладочными организациями инструкций и режимных карт по ВХР котлов и эксплуатации водоподготовительных установок, которое ранее было сформулировано в РД 10-165-97 и РД 10-179-98 , владельцы котельных установок (особенно на крупных предприятиях) стали уделять больше внимания ведению водно-химического режима котлов.

Надо отметить, что основным стимулом послужило все-таки отнюдь не понимание владельцами котлов того факта, что на долю нарушений водно-химического режима в настоящее время приходится более 20 % повреждаемости котельного оборудования , и не осознание тех потерь, которые они несут ежегодно в результате коррозии оборудования , а в первую очередь соображения безопасности, контроль над которой и проверка выполнения Правил... осуществляется органами Госгортехнадзора России.

В г. Череповце наибольшее количество опасных производственных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору РФ, и в том числе паровых и водогрейных котлов, сосредоточено в ОАО «Северсталь» - одном из крупнейших металлургических предприятий России, поэтому им уделяется самое пристальное внимание со стороны местных органов ГГТН РФ. ОАО «Северсталь» одним из первых развернуло работы по наладке водно-химического режима паровых и водогрейных котлов с разработкой инструкций и режимных карт, обратившись в несколько специализированных организаций, в том числе к таким признанным авторитетам в области наладки ВХР, как НПО ЦКТИ (г. С.-Петербург), ВТИ (г. Москва), Ивановский энергетический институт и т.д. Наша организация также приняла участие в этой работе, выполнив наладку ВХР котлов-утилизаторов, работающих в коксохимическом производстве (КХП), и водогрейных котлов. В данной статье мы изложим ряд соображений, возникших в ходе выполнения этой работы.

Водно-химический режим энергетического оборудования должен обеспечить работу «без повреждений и снижения экономичности» (ПТЭ , п. 4.8.1), вызванных коррозией внутренних поверхностей оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях. Применительно к котлам-утилизаторам установок сухого тушения кокса (УСТК), основной экономический эффект от правильного ведения водно-химического режима может быть достигнут не только за счет повышения производительности тушильных камер по коксу благодаря улучшению теплообмена в котле, но и за счет снижения затрат на эксплуатацию котлов, а именно, снижения расхода питательной воды за счет уменьшения непрерывной продувки и увеличения межремонтного интервала поверхностей нагрева котлов за счет снижения скорости коррозии и накипеобразования.

Котлы-утилизаторы типа КСТ-80 УСТК, предназначенные для утилизации тепла, выделяющегося при тушении кокса, производят пар с давлением 3,9 МПа, который направляется на турбины для производства электроэнергии. Котлы водотрубные, с принудительной циркуляцией, с одной ступенью испарения, в барабане установлен стандартный набор сепарационных устройств. Предусмотрено фосфатирование котловой воды, от которого отказались после первых нескольких лет эксплуатации котлов, поскольку не смогли обеспечить гибкой системы дозирования фосфата, своевременно реагирующей на резкие колебания производительности котла, зависящей от процесса сухого тушения кокса. В целях повышения срока службы поверхностей нагрева при работе в бесфосфатном водно-химическом режиме было решено снизить допустимый предел солесодержания котловой воды до 1200 мг/кг. В результате, в условиях отсутствия ступенчатого испарения, при хорошем качестве и низком солесодержании (не более 150 мг/кг) питательной воды, приходится поддерживать непрерывную продувку в пределах 12-15%, т.е. значительно больше 5-6% - оптимальной величины для котлов-

утилизаторов среднего давления , хотя, как показали проведенные теплохимические испытания, это и не требуется для обеспечения надлежащего качества пара на турбоустановках.

Замена поверхностей нагрева котлов КСТ-80, работающих в КХП ОАО «Северсталь», производится каждые 7-9 лет; основная причина замены - абразивный наружный износ коксовой пылью. Однако достаточно часты случаи разрыва змеевиков из-за высокой загрязненности накипью внутренней поверхности труб, вплоть до полного забивания. Это явление характерно для наиболее теплонапряженной зоны, причем змеевики, соседние с забитым, могут иметь загрязненность не более 200 г/м2. По нашему мнению, высокая скорость роста накипи в отдельных параллельно включенных змеевиках испарительной поверхности нагрева вызвана замедлением скорости движения в них пароводяной смеси из-за наличия, например, не удаленного при ремонте грата на сварных швах, частицы которого одновременно служат центрами кристаллизации.

С точки зрения водно-химического режима, у этих котлов существуют еще две проблемы. Во-первых, это неудачная конструкция непрерывной продувки, которая выполнена байпасом на трубопроводе периодической продувки, хотя назначение непрерывной и периодической продувок совершенно разное: в одном случае это регулирование солесодержания котловой воды, а в другом - удаление шлама, и соответственно различаются требования к точкам их вывода (линия непрерывной продувки должна быть выведена из зоны максимального солесодержания котловой воды и не должна заноситься шламом). Во-вторых, это проблема шламоотделения: в котле предусмотрены всего две точки периодической продувки - из барабана и из шламоотделителя, сетка которого склонна забиваться, значительно увеличивая гидравлическое сопротивление котла и вызывая снижение скорости циркуляции.

В 80-90-х гг. проводились регулярные химические промывки поверхностей нагрева этих котлов ингибированной соляной кислотой, с предварительным щелочением и последующей нейтрализацией фосфатом натрия, однако результаты промывок были неоднозначными: одни змеевики очищались полностью, а в других количество накипи уменьшалось незначительно или даже увеличивалось (по-видимому, происходило перераспределение и вторичное осаждение отмытой накипи). В последние 7-10 лет промывки не проводились, за исключением щелочения вновь установленных поверхностей нагрева.

Мы рекомендовали для этих котлов повышение на 25 % допустимого солесодержания котловой воды, учащение (или увеличение длительности) периодических продувок шламоотделителя, более регулярный контроль загрязненности поверхностей нагрева и проведение при необходимости эксплуатационных химических промывок «на ходу» современными моющими препаратами на основе комплексонов.

Водно-химический режим водогрейных котлов непосредственно связан с подготовкой подпиточной воды теплосети. Теплосеть ОАО «Северсталь» представляет собой единую сложную систему, включающую в себя также значительную часть городских сетей, т.к. водогрейные котлы металлургического комбината осуществляют отопление всей прилегающей к нему части города. Подпиточную воду теплосети готовят несколько цехов комбината, причем качество подпитки резко различается, т.к. в одних цехах проводится умягчение воды натрий-катионированием (для сравнительно мягкой воды реки Шексна, жесткость которой не превышает 2,5 мг-экв/кг, это оптимальный способ подготовки подпиточной воды ); а в других отсутствует даже механическая фильтрация и осуществляется только деаэрация. В контур теплосети «водогрейная котельная - город», по-видимому, поступает также подпиточная вода муниципального предприятия теплоснабжения.

Таким образом, сетевая вода имеет усредненный состав, зависящий от множества неконтролируемых факторов. В целом, по результатам контроля в разных участках теплосети, постоянно отмечаются превышения в 1,5-2 раза нормативов ПТЭ по карбонатному индексу и содержанию соединений железа. Решение вопроса улучшения качества сетевой воды возможно только в рамках комбината в целом, а не отдельных цехов и тем более не отдельных котлов, и в первую очередь следует обеспечить механическую очистку и умягчение всей поступающей в теплосеть подпиточной воды.

Альтернативными рекомендациями являются: постоянная или периодическая обработка подпиточной воды препаратами, содержащими комплексоны на основе фосфоновых соединений, которые обеспечивают безнакипный водно-химический режим тепловых сетей и способствуют превращению накипи в мелкодисперсный шлам, легко удаляющийся из сети как с продувками, так и при утечках сетевой воды; а также установка на линиях обратной воды перед водогрейными котлами скоростных механических фильтров, удаляющих избыток соединений железа, возвращающийся в котлы из теплосетей.

На обследованных нами водогрейных газо-мазутных котлах отбор проб сетевой воды осуществляется не только перед котлом, как предписано требованиями , но и на выходе из котла, что дает возможность изучить те процессы, которые происходят с сетевой водой при нагревании в котле. При сопоставлении состава прямой (на выходе) и обратной (на входе в котел) сетевой воды нами было отмечено незначительное (на 0,01 мг-экв/кг, на пределе точности аналитического определения), но явное снижение жесткости сетевой воды после прохода через котел, и существенное (на 15-30%) снижение содержания соединений железа в прямой сетевой воде по сравнению с обратной. На основании этих данных была ориентировочно оценена скорость накопления нерастворимых соединений в водогрейном котле, составляющая до 1000 кг в год (т.е., в отопительный сезон). Если предположить, что около 50 % от этого количества образует шлам и выводится из котла с периодическими продувками, то скорость роста накипи на поверхностях нагрева котла ПТВМ-100 может составлять около 300 г/м2 в год; причем около 30 % накипи составляет карбонат кальция (и основной карбонат магния), а остальные 70 % - смешанные оксиды и гидроксиды железа. Эти выводы удовлетворительно совпадают с результатами анализов вырезок труб поверхностей нагрева водогрейных котлов, выполненных лабораторией комбината.

Результаты проведенных нами наладочных работ водно-химического режима котлов-утилизаторов и водогрейных котлов металлургического предприятия еще раз подтвердили, что повышение внимания надзорных органов к ведению ВХР котлов было весьма своевременным. Владельцы энергетического оборудования должны понимать, что преимущества правильного ведения ВХР - не только в обеспечении безопасности эксплуатации котельных установок, но и в значительном экономическом эффекте, особенно при использовании тех новшеств, которые в настоящее время активно появляются на рынке препаратов и оборудования для водоподготовки.

Литература

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утв. ГГТН РФ 28.05.93, с Изменениями № 1 от 07.02.96 г.; Изменениями № 2 ПБИ 10-370-00 от 10.07.00. - М.: НПО ОБТ, 2000.

2. РД 10-165-97. Методические указания по надзору за водно-химическим режимом паровых и водогрейных котлов, утв. ГГТН РФ 08.12.97 г.

3. РД 10-179-98. Методические указания по разработке инструкций и режимных карт по эксплуатации установок докотловой обработки воды и по ведению водно-химического режима паровых и водогрейных котлов, утв. ГГТН РФ 09.02.98 г.

4. Сутоцкий Г.П. Вода - причина аварий в энергетике. СПб., 2001.

5. Хапонен Н.А. Вопросы надежности и безопасности котлов // Техническая конференция по водо-подготовке отопительных котельных 22-24 марта 1996 г.: Сб. докладов. Госгортехнадзор России, Клуб теплоэнергетиков «Флогистон».

6. Хапонен Н.А., Кокошкин И.А., Александров Л.К. Контроль за содержанием кислорода в питательной воде паровых котлов и подпиточной воде тепловых сетей - залог безаварийного использования котельного оборудования // Безопасность труда в промышленности». 2003. № 3. С. 8.

7. РД 34.20.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ. - М.: СПО ОРГРЭС, 1996.

8. РД 24.032.01-91. Методические указания. Нормы качества питательной воды и пара, организация водно-химического режима и химического контроля паровых стационарных котлов-утилизаторов и энерготехнологических котлов. М.: Минтяжмаш, 1993.

9. РД 24.031.120-91. Методические указания. Нормы качества сетевой и подпиточной воды водогрейных котлов, организация водно-химического режима и химического контроля. М.: Минтяжмаш, 1993.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ВЕДЕНИЮ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ПГУ-230 МВТ АЗАРОВСКОЙ ТЭС

<<Мои замечания, как всегда, в угловых скобках. Связность, о которой мы не раз говорили, это когда последующее изложение так или иначе опирается на предыдущее изложение или хотя бы апеллирует к нему.

Первый раздел – Введение. В нем только крайне скупая информация. Так обычно принято в инструкциях. Следующий раздел – Общие меры безопасности. Он ни на что не опирается и не апеллирует к предыдущему тексту. Зато есть утверждение: "гидразин – это яд". По предыдущему тексту инструкции мы не знаем, будет ли как-то фигурировать этот гидразин, а мы уже по его поводу что-то утверждаем. Это и есть пример нарушения связности, которое недопустимо в инструкциях, как и в любом другом тексте. Даже, как я уже говорил, когда вы пишете стихи. Но… безопасность – превыше всего.

Третий раздел – Принципиальная тепловая схема и основное оборудование. Здесь изрядное количество сведений, которые далее, в последующих разделах, никак не используются. Мне даже как-то было замечание от комплексного руководителя о том, что химикам этот раздел не нужен. Тем не менее, химик должен иметь какие-то минимальные "лишние" знания об оборудовании и тепловой схеме, чтобы ориентироваться и в тех нештатных ситуациях, которые в полном их объеме в инструкции невозможно предусмотреть.

Четвертый раздел – ПРОЦЕССЫ, ПРОТЕКАЮЩИЕ В ПАРО-КОНДЕНСАТНО-ВОДЯНОМ ТРАКТЕ. Здесь в полной мере соблюдены связность и последовательность, потому что мы описываем процессы, связанные с конкретным оборудованием, о котором получили необходимые сведения в предыдущем разделе. Раздел довольно объемный для традиционных ТЭС. Но найти и отобрать самостоятельно нужные сведения по водно-химическому режиму ПГУ пока не просто для эксплуатационных химиков, поэтому и увеличен объем этого раздела.

Следующие два раздела продолжают развивать тему ведения ВХР. Далее идут два раздела о коррекционной обработке. Они ссылаются на отдельные инструкции по этой теме, а сами эти инструкции были объявлены во Введении. Так что связность изложения мы с вами не нарушили и ни что не выглядит, по выражению моего коллеги , как будто с неба свалилось.

Ну и далее, в последующих разделах, продолжает развиваться тема ведения ВХР в разных ее аспектах. Один из аспектов – раздел Общие меры безопасности. В моем представлении, он явно просится на последнее или предпоследнее место, а не на второе место в списке разделов. Однако, есть люди и поумнее меня. Впрочем, главное это то, чтобы вы поняли идею связности изложения, в том числе и на примере ее нарушения. (Постпримечание: гидразин все же указан во Введении в перечне использованных материалов. Кроме того, в мерах безопасности должны быть указаны условия, которые должны быть выполнены до начала работ. С этой точки зрения, т. е. согласно последовательности действий, раздел "Общие меры безопасности" и должен находиться на своем, т. е. на втором, месте – сначала обеспечить безопасность, потом что-то делать еще).

Еще несколько слов о последнем разделе – Существующие способы консервации тепломеханического оборудования. Это – "не правильный" раздел. Дело в том, что в инструкции не полагается рассказывать о том, что можно сделать. Взамен этого должны быть четкие указания что следует сделать, как и в каком порядке. Однако бывает, что Заказчик не предоставил нужные схемы по оборудованию или не определился со способом консервации и т. д. В такого рода случаях и может возникнуть подобный "компромиссный" вариант, как этот раздел.>>

1 .. ВВЕДЕНИЕ .. 4

2 .. Общие меры безопасности .. 5

3 .. .. 6

4 .. .. 14

5 .. НОРМИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВОДНОГО РЕЖИМА .. 21

6 .. ОРГАНИЗАЦИЯ ВОДНОГО РЕЖИМА БЛОКА .. 26

7 .. КОРРЕКЦИОННАЯ ОБРАБОТКА ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ И КОНДЕНСАТА .. 27

8 .. КОРРЕКЦИОННАЯ ОБРАБОТКА КОТЛОВОЙ ВОДЫ ... 29

9 .. НЕПРЕРЫВНАЯ И ПЕРИОДИЧЕСКАЯ ПРОДУВКА КОТЛА .. 31

10 ВНУТРИБАРАБАННЫЕ СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТРОЙСТВА .. 33

11 ДЕАЭРАЦИЯ ВОДЫ И ОТСОС НЕКОНДЕНСИРУЮЩИХСЯ ГАЗОВ .. 34

12 ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ЭНЕРГОБЛОКА В РАЗЛИЧНЫЕ ПЕРИОДЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ .. 37

13 НАРУШЕНИЯ ВОДНОГО РЕЖИМА И ИХ УСТРАНЕНИЕ .. 47

14 ОРГАНИЗАЦИЯ ХИМКОНТРОЛЯ ПРИ ВЕДЕНИИ ВОДНОГО РЕЖИМА .. 49

15 Существующие способы консервации тепломеханического оборудования

Перечень принятых в тексте сокращений

	– водоводяной теплообменник;
	– высокого давления;
	– водно-химический режим;
	– газовый подогреватель конденсата;
	– коэффициент полезного действия;
	– котлотурбинный цех;
	– котёл-утилизатор;
	– низкого давления;
	– парогазовая установка;
	– пуско-наладочные работы;
	– химический цех;
	– цилиндр высокого и среднего давления;
	– цех технической автоматики и измерений.

1 ВВЕДЕНИЕ

1.1 Настоящая инструкция предназначена для оперативного персонала блока и химцеха (начальников смен, операторов, лаборантов), участвующего в ведении водно-химического режима энергоблока парогазовой установки (ПГУ).

1.2 Инструкция составлена на основании и в соответствии с техническими документами:

– Тепловая схема блока ПГУ;

– Здание вспомогательного оборудования. Помещение коррекционной обработки воды. Система дозирования аммиака ;

– Здание вспомогательного оборудования. Помещение коррекционной обработки воды. Система дозирования гидразина;

– Здание вспомогательного оборудования. Помещение коррекционной обработки воды. Система дозирования фосфата;

– Котел-утилизатор, пароводяной тракт высокого давления;

– Котел-утилизатор, пароводяной тракт низкого давления;

– Инструкция по коррекционной обработке питательной воды, охлаждающей воды замкнутого контура и добавочной воды системы отопления энергоблока аммиаком;

– Инструкция по коррекционной обработке питательной воды и основного конденсата гидразином;

– Инструкция по коррекционной обработке котловой воды котла-утилизатора фосфатами;

– Инструкция по эксплуатации системы ручного отбора проб пара и воды ПГУ-230 МВт Азаровской ТЭС;

– Инструкция по эксплуатации системы автоматического химконтроля ПГУ-230 МВт Азаровской ТЭС;

– Главный корпус. Азотная система защиты от коррозии. Описание P &I диаграммы.

1.3 Настоящая инструкция должна быть откорректирована после завершения пуско-наладочных работ (ПНР) и режимной наладки оборудования установки.

2 Общие меры безопасности

2.1 К обслуживанию установок коррекционной обработки питательной воды и конденсата гидразином и аммиаком, котловой воды – фосфатами, а также к обслуживанию водного щита пробоотборных точек химического контроля допускается персонал, прошедший специальную теоретическую и практическую подготовку.

2.2 При обслуживании оборудования должны соблюдаться действующие на ТЭС правила технической эксплуатации, правила техники безопасности и правила противопожарной безопасности.

2.3 При работе с реагентами необходимо помнить:

– гидразин-гидрат – яд;

– аммиак вызывает ожоги и удушение;

– горячие пробы могут вызвать ожоги.

2.4 Не допускается совместное размещение реагентов, способных к химическому взаимодействию. Места складирования химических реагентов должны быть безопасными в пожарном отношении.

2.5 На реагентном узле должны быть в наличии противопожарные средства, а также подведена техническая вода со шлангом.

2.6 Рабочее место персонала должно быть укомплектовано необходимой технической документацией и средствами оказания первой помощи при термических ожогах, ожогах химическими реагентами и поражении током.

2.7 Обслуживающий персонал должен быть обеспечен спецодеждой для работы с химическими реагентами и для работы с вращающимися механизмами.

2.8 Места отбора проб должны быть легко доступны, безопасны и хорошо освещены. Отбор проб для анализов должен производиться из исправных пробоотборников после их проверки.

2.9 Все горячие части оборудования, трубопроводы, баки и другие элементы, прикосновения к которым может вызвать ожоги у персонала, должны иметь тепловую изоляцию.

2.10 Электродвигатели должны иметь заземления. Работа с незаземлёнными или неправильно заземлёнными электродвигателями запрещается.

2.11 Ремонтные работы, а также плановый осмотр барабанов, деаэраторов, коллекторов и прочего оборудования должны производиться только после тщательной принудительной вентиляции .

3 Принципиальная тепловая схема и основное оборудование

3.1 Блок ПГУ-230 предназначен для создания замещающей мощности взамен выводимых из эксплуатации существующих энергоблоков. Спроектирован как 1x1x1 цепочка, состоящая из одной ГТ, одной ПТ, одного КУ и общего генератора подключенного к ГТ и ПТ. Сочетание циклов на базе ГТУ и паротурбинной установки (циклов Брайтона и Ренкина соответственно) обеспечивает резкий скачок тепловой экономичности ПГУ-230 МВт Азаровской ТЭС.

3.2 К основным узлам и элементам, обеспечивающим работу всей тепловой схемы, относятся:

– конденсатор;

– конденсатный тракт и конденсатные насосы;

– деаэратор;

– питательный тракты высокого и низкого давления и питательные насосы;

– газотурбинный агрегат и котёл-утилизатор;

– главные паропроводы высокого и низкого давления;

– паровая турбина;

– трубопроводы и насосы обессоленной воды для восполнения потерь с производственным паром;

– система замкнутого контура охлаждения;

– система циркуляционной воды;

– система подогрева сетевой воды отопления главного корпуса.

3.3 Тепловая схема энергоблока построена по блочному принципу.

3.4 В состав блока входит один газотурбинный агрегат типа ГТЭ-160, один вертикальный котёл-утилизатор (КУ) и конденсационная паровая турбина К-80/65-7,0 с производственным отбором. В качестве рабочего тела для газотурбинной установки служат продукты сгорания природного газа; для паровой турбины – пар, вырабатываемый КУ. Основная доля выработки электроэнергии приходится на газотурбинный агрегат. Энергоблок ПГУ позволяет обеспечивать нагрузку в диапазоне 70-100% от номинальной.

3.5 Вводимое вместе с воздухом в камеру сгорания топливо (природный газ) сжигается, образуя продукты сгорания, которые поступают в проточную часть газовой турбины. Кинетическая энергия продуктов сгорания передается лопаточному аппарату турбины, приводя его во вращение, которое, в свою очередь, передается ротору электрогенератора. Частично отработанные (использованные для выработки электроэнергии) продукты сгорания природного газа (дымовые газы) после газотурбинной установки поступают в котел-утилизатор, где за счет тепла продуктов сгорания вырабатывается пар, направляемый в паровую турбину. Поступивший в проточную часть паровой турбины пар приводит во вращение ее лопаточный аппарат и ротор электрогенератора, утилизируя, таким образом, тепло дымовых газов в электрическую энергию, вырабатываемую паротурбинной установкой. Отработанный в турбине пар конденсируется в конденсаторе турбины и, пройдя конденсатный тракт, поступает в деаэратор вместе с добавком обессоленной воды, откуда питательная вода подается в КУ в контуры высокого и низкого давлений.

3.6 Подача питательной воды в контур высокого давления осуществляется одним насосом (второй резервный), производительностью 255 т/ч и напором 87,2 бар. Подача питательной воды в контур низкого давления осуществляется одним насосом (второй резервный), производительностью 66,6 т/ч и напором 10,7 бар.

3.7 Деаэрация питательной воды осуществляется в деаэраторе производительностью 300 т/ч и рабочим давлением 7 бар .

3.8 Конденсат от конденсатных насосов (два рабочих, один резервный) с расходом 150 т/ч и напором 18 бар направляется через эжекторную группу и конденсатор пара уплотнений паровой турбины к газовому подогревателю котла-утилизатора (ГПК). Перед подачей конденсата в ГПК производится его предварительный подогрев до 60 °С. Схема предусматривает отвод конденсата к водоводяному подогревателю (ВВТО) для подогрева подпиточной обессоленной воды цикла перед деаэратором давлением 7 бар .

3.9 При отборе пара на производство в количестве 65 т/ч, необходимый добавок обессоленной воды от общестанционного коллектора сначала направляется на подогрев в водоводяные пластинчатые теплообменники котла-утилизатора, а затем в деаэратор повышенного давления 7 бар. Регулирование температуры обессоленной воды перед деаэратором осуществляется регулирующим клапаном на конденсате рециркуляции газового подогревателя котла после ВВТО. Схемой также предусматривается возможность подачи обессоленной воды от общестанционного коллектора в конденсатор, минуя ВВТО, по линиям нормального и аварийного добавка.

3.10 Схемой блока предусматривается три узла приёма дренажей:

– дренажи общестанционных трубопроводов высокого и низкого давления направляются через расширитель дренажей высокого и низкого давления атмосферного типа в дренажный бак машзала V=16 м3.

– опорожнение котла и приём дренажей котла производится через атмосферный расширитель, поставляемый комплектно с котлом, в бак слива из котла V=16 м3.

– дренажи турбины собираются в расширитель дренажей, поставляемый комплектно с турбиной, который по пару и конденсату связан с конденсатором.

3.11 Система циркуляционной воды предназначена для подачи охлаждающей воды в конденсатор турбины и на пластинчатый теплообменник охлаждающей воды замкнутого контура. Температура циркуляционной воды варьируется от +4 °С до +27 °С.

3.12 Система охлаждающей воды вспомогательного оборудования турбин и генераторов имеет замкнутый контур с заполнением его обессоленной водой. Охлаждающая вода замкнутого контура прокачивается через пластинчатый охладитель (2 × 100%) и подается на охлаждение воздухоохладителей генераторов, маслоохладителей турбин, охладителей системы регулирования турбин, охладителей пробоотборников, маслоохладителей питательных насосов и другое вспомогательное оборудование.

3.13 В схеме блока предусматривается бойлерная установка для собственных нужд блока. В состав бойлерной установки входят два сетевых подогревателя ПСВ, охладители конденсата сетевых подогревателей ОГ-12М и конденсатные насосы. Подогрев сетевой воды осуществляется паром из коллектора пара собственных нужд блока.

3.14 В схеме сетевой воды предусматривается установка подпитки теплосети обессоленной водой производительностью 0,7 т/ч, которая выполняет следующие функции:

– стабилизацию давления в замкнутой системе отопления;

– подпитку;

3.15 Предусмотренные установки коррекционной обработки воды предназначены для дозирования в питательный тракт растворов гидразина и аммиака, а также для дозирования раствора тринатрийфосфата в барабаны котла. Установки размещаются в главном корпусе (в части дозирования химических реагентов) и на складе химических реагентов (в части хранения и приготовления растворов реагентов).

3.16 Газотурбинная установка ГТЭ-160

3.16.1 ГТЭ-160 представляет собой одновальную однокорпусную конструкцию. Внешний силовой корпус является общим для 16-ти ступенчатого компрессора и четырёхступенчатой турбины.

3.16.2 В ГТЭ-160 применены выносные камеры сгорания. Каждая из двух камер сгорания оборудуется восемью горелками, которые приспособлены для работы на природном газе. В камерах сгорания происходит подогрев воздуха, поступающий из компрессора, до температуры, необходимой на входе в турбину, путем сжигания газообразного топлива.

3.16.3 В состав газотурбинной установки кроме собственно газовой турбины входят следующие вспомогательные системы:

– система воздухозабора;

– система подачи топливного газа;

– система зажигания;

– система смазки;

– блок воздушной консервации;

– система промывки проточной части.

3.16.4 Система воздухозабора комплектуется с комплексным воздухоочистительным устройством, обеспечивающим надежную защиту от эрозии и загрязнения лопаточный аппарат газовой турбины.

3.16.5 Основные технические данные газотурбинной установки ГТЭ-160 при работе на газовом топливе:

Температура наружного воздуха, °С 15

Мощность при сжигании природного газа, МВт 155,3

Электрический КПД % 34,1

число ступеней 16

Число камер сгорания 2

Расход газов на выходе, кг/c 509

Температура на выходе газовой турбины, °С 537

3.17 Котёл-утилизатор

3.17.1 Котёл-утилизатор барабанного типа выполнен вертикальным без промперегрева с принудительной циркуляцией среды в испарительных контурах. Регулирование температуры и давления пара высокого и низкого давления в котле не предусматривается, так как котёл работает при скользящих параметрах пара, определяемых расходом и температурой газов, поступающих из газовой турбины. Газы движутся через поверхности нагрева снизу вверх. По ходу газов в котле последовательно расположены поверхности нагрева:

– пароперегреватель высокого давления (ВД);

– испаритель высокого давления;

– экономайзер высокого давления;

– пароперегреватель низкого давления (НД);

– испаритель низкого давления;

– газовый подогреватель конденсата.

3.17.2 Снижение температуры уходящих дымовых газов осуществляется за счёт ГПК, конденсат после которого направляется в деаэратор питательной воды. Для регулирования температуры конденсата до и после ГПК установлены рециркуляционные насосы и байпасные линии. Рабочий диапазон изменения нагрузки котла-утилизатора составляет 100 – 70% номинальной нагрузки.

3.17.3 Основные входные характеристики котла:

Температура наружного воздуха tн. в,°С 5 20 5 +10,7

Расход газов на 1 котел-утилизатор, кг/с 409,7 487,1 513,5 504,4

Температура газов на входе в КУ, °С 537,3 546,9 539,2 541,8

Расход добавочной воды через ВВТО, т/ч 67,3 62,8 67,9 37,9

Температура добавочной воды на входе ВВТО, °С 4

3.17.4 Характеристики обеспечиваемые котлом:

Температура газов за котлом, °С 88,6 108,3 95,0 105,2

контура высокого давления, т/ч 186,2 224,1 231,0 228,4

Температура пара ВД на выходе, °С 511,3 512,8 506,2 508,2

Давление пара ВД на выходе (абс.), бар 58,95 75,58 73,69 75,76

Номинальная паропроизводительность

контура низкого давления, т/ч 40,38 51,33 54,23 53,36

Температура пара НД на выходе, °С 198,6 206,1 207,1 207,1

Давление пара НД на выходе (абс.), бар 5,28 6,42 6,64 6,64

Давление в деаэраторе (абс.), бар 4,81 5,78 6,01 6,01

Температура конденсата перед КУ, °С 24,4 46,5 26,4 33,8

3.17.5 Конструктивные характеристики:

Наименование ВД НД

Пароперегреватель КУ

Поверхность нагрева, м2 8148,7 685,3

Материал коллектора

Вход Сталь 20 Сталь 20

Выход 12Х1МФ Сталь 20

Расчетная температура металла, °С

Температура перегретого пара, °С 507,2 206,9

Материал теплообменных труб 12Х1МФ Сталь 20

Экономайзер

Поверхность нагрева, м2 38834,1 нет

Материал коллектора

Вход Сталь 20 нет

Выход Сталь 20 нет

Материал теплообменных труб Сталь 20 нет

Испаритель

Поверхность нагрева, м2 25970,9 21635,5

Материал трубы Сталь 20 Сталь 20

Подогреватель конденсата

Поверхность нагрева, м2 31760,2

Материал трубы Сталь 20

3.18 Паротурбинная установка К-80/65-7,0

3.18.1 Конденсационная паровая турбина типа К-80/65-7,0 с производственным отбором Ленинградского металлического завода (ЛМЗ) предназначена для привода турбогенератора ТЗФП-80-2УЗ производства АО «Электросила» и выдачи пара на производство в количестве 65 т/ч.

3.18.2 Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат, расположенный на одном валу с генератором, состоящий из цилиндра высокого и среднего давлений (ЦСВД) и цилиндра низкого давления.

3.18.3 Свежий пар после пароперегревателя ВД котла-утилизатора направляется в ЦСВД. Часть пара из проточной части ЦСВД поступает в 1 отбор турбоустановки в количестве до 65 т/ч и направляется внешнему потребителю на производственные нужды. В цилиндр низкого давления направляется частично сработанный пар после ЦСВД, а также пар котла-утилизатора после пароперегревателя НД.

3.18.4 Эксплуатация турбины, как и в целом энергоблока, предусмотрена на скользящем давлении пара без регулировки давления и температуры пара. Примерные параметры острого пара и пара после пароперегревателя НД приведены в характеристиках котла.

4 ПРОЦЕССЫ, ПРОТЕКАЮЩИЕ В ПАРО-КОНДЕНСАТНО-ВОДЯНОМ ТРАКТЕ

4.1 Общие закономерности

4.1.1 Применительно к условиям работы энергоблока ПГУ наибольшую актуальность приобретают процессы коррозии и образования защитных поверхностных образований – защитного поверхностного слоя отложений, накипей, окисных пленок и т. п. В отсутствие такого защитного слоя процессы коррозии могут ускоряться в десятки и даже сотни раз. Формирование поверхностного слоя происходит практически одновременно с началом коррозионного процесса. В результате этого формирования происходит постепенное замедление коррозии металла до некоторого псевдоравновесного уровня взаимодействия металла с кислородом и другими ингредиентами теплоносителя, отвечающего конкретным температурным и гидродинамическим условиям и составу среды. Одним из решающих факторов, определяющих этот уровень, является фактор стационарности (неизменности или постоянства) указанных условий и состава среды.

4.1.2 Формирование защитного слоя в стационарных условиях осуществляется до достижения характерной для этих условий его предельной толщины, после чего разрушение слоя начинает происходить самопроизвольно. Этот фактор наиболее актуален для испарительных поверхностей. Нестационарные факторы, как уже отмечалось, способствуют ускоренной деформации образовавшегося защитного слоя. В условиях горизонтального расположения испарительных труб частички разрушенного слоя могут перемещаться внутри их водяного объема или водяного объема контура КУ с образованием неравномерных по толщине и неоднородных по структуре отложений. В последствии это приводит к местным перегревам металла и к интенсивным локальным коррозионным процессам испарительных поверхностей.

4.1.3 Процессы, протекающие в паро-конденсатно-водяном тракте, можно разделить на следующие большие группы:

– процессы коррозии металла, протекающие при контакте теплоносителя с металлом;

– процессы образования на поверхности оборудования и в теплоносителе твердой фазы из находящихся в его составе растворенных ингредиентов;

– процессы разрушения образовавшейся на поверхности оборудования твердой фазы (пленок, накипи, отложений);

– процессы, связанные с перераспределением примесей между паром и водой.

4.1.4 Для разных участков оборудования и паро-водо-конденсатного тракта эти процессы имеют разную локализацию, разную интенсивность и разную актуальность.

4.1.5 В нестационарных условиях защитный слой испарительных поверхностей подвергается наибольшей деформации в пусковой период КУ. При своевременном включении насосов принудительной циркуляции, т. е. до начала растопки (поступления греющих дымовых газов) КУ, происходит отрыв относительно мелких частичек защитного слоя, которые могут быть увлечены циркулирующим потоком в боковые (входные и выходные) коллекторы и удалены с периодической продувкой. С началом растопки может происходить отделение более крупных частичек слоя с их перемещением и образованием неравномерных отложений.

4.1.6 Продукты коррозии, прежде всего соединения железа, могут накапливаться в застойных зонах с относительно вялой циркуляцией среды: в баке-аккумуляторе деаэратора и в конденсатосборнике конденсатора паротурбинной установки, что в определенные периоды эксплуатации оборудования может служить причиной повышения содержания этих продуктов в теплоносителе. Поэтому указанные зоны надо периодически очищать, например способом механической очистки, от накопившихся загрязнений.

4.1.7 Существенным поставщиком продуктов коррозии в пароводяной цикл энергоблока может также служить обессоленная вода, в особенности при больших расходах подпиточной воды, так как эта вода содержит большое количество кислорода при относительно низком значении ее рН.

4.1.8 При кристаллизации в пристенном слое котловой воды истинно растворенных примесей, когда достигается предел их растворимости, образуется накипь плотной структуры из соединений железа, кремниевой кислоты, сульфата кальция и др. Рыхлые отложения образуются путем прикипания взвешенных частиц, присутствующих в котловой воде.

4.1.9 При контакте внутренних поверхностей оборудования с перегретым паром происходит образование окисной магнетитовой пленки:

3Fe + 4H2O → Fe3O4 + 4H2

4.1.10 Эта пленка создается при температуре около 570 °С и в отсутствие кислорода. При температуре выше 570 °С (на стали перлитного класса) образуется окалина.

4.1.11 Пароперегревательные поверхности КУ парогазового энергоблока ТЭС при его стационарной нагрузке работают в относительно благоприятных температурных условиях. Неприятности могут ожидаться при существенном солевом заносе этих поверхностей, в особенности в периоды простоев. Такой занос возможен при нарушениях воднопродувочного режима (закрытии непрерывной продувки или возврате продувочных котловых вод в пароводяной цикл) с превышением критического солесодержания котловой воды, при неисправности внутрикотловых устройств очистки пара, а также в пусковой период и в периоды сброса давления в котле вследствие "набухания" котловой воды и заброса ее в пароперегреватель.

Водно-химический режим паровых котлов надо рассматривать как часть водно-химического режима энергетического блока. В общем виде за­дачей водно-химического режима блока (ВХР) является обеспечение надеж­ности и экономичности работы всего оборудования блока. Эта задача может быть решена при:

Обеспечении необходимой чистоты питательной воды и перегретого

Ограничении образования отложений в паровом котле, турбине, трубо­проводах;

Снижении до безопасного уровня интенсивности коррозионных про­цессов в оборудовании и трубопроводах.

Решение этих задач определяется типом оборудования, параметрами водного теплоносителя, материалом оборудования, количеством и составом примесей и т. п. Учитывая это многообразие условий работы блоков, стано­вится ясным, что для каждого случая надо выбирать оптимальные методы решения задач ВХР.

Необходимая чистота пара определяется предотвращением заноса при­месями проточной части турбины. Паровая турбина чувствительна к отло­жениям примеси: достаточно 3-4 кг отложений на лопатках, чтобы турбина 300 МВт снизила свою мощность и экономичность. С увеличением давле­ния перед турбиной уменьшается проходное сечение лопаточного аппарата и, следовательно, возрастает влияние солевого заноса на ее работу. Поэтому с ростом давления перегретого пара возрастают требования к его чистоте.

В таблице 12.2 представлены нормы качества пара для барабанных котлов и котлов сверхкритического давления (гіо «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей»).

Нормирование качества пара ведется по натрию, так как соединения натрия составляют значительную долю примесей пара, и кремнекислоте, растворимость которой в паре с ростом давления существенно возрастает, и она в турбине образует трудно смываемые отложения.

В барабанных котлах нормам табл. 12.2 должен соответствовать не только перегретый, но и насыщенный пар, поскольку возможно выпаде­ние примесей в поверхностях пароперегревателя. Концентрация примесей в насыщенном паре С"п определяется уносом влаги и, %, и растворимостью в паре, характеризуемой коэффициентом распределения Кр, %,

С> = (ш + Кр)^

Где концентрация примесей в котловой воде Скв для одноступенчатой схемы испарения определяется по формуле

Скв = (100+р) Спв

Величина С"п может быть уменьшена за счет:

Улучшения сепарции влаги от пара (уменьшается и);

Перевода примесей в соединения с меньшим коэффициентом распре­деления;

Увеличения продувки р, перехода на двух - или трехступенчатую схему испарения;

Снижения концентрации примеси в питательной воде.

Концентрацию примеси в паре Сп, уходящем из барабана, можно су­щественно снизить по сравнению с С"п путем организации промывки пара на специальном устройстве.

Таким образом, в барабанном котле качество пара зависит не толь­ко от качества питательной воды, но и других факторов. Поэтому нормы качества питательной воды для этих котлов устанавливаются менее жест­кие (табл. 12.3), использовать блочные обессоливающие установки в этом случае экономически не выгодно.

В прямоточных котлах примеси питательной воды переходят в пар или образуют внутритрубные отложения, что отрицательно сказывается на ра­боте котла. Качество питательной воды прямоточных котлов должно быть высокое (табл. 12.3). Добавочная вода проходит химическое обессоливание. В блоках СКД организуется 100%-ая конденсатоочистка в БОУ для удаления механических примесей (нерастворенных продуктов коррозии конструкци­онных материалов), коллоидно-дисперсных и растворенных веществ, попа­дающих в конденсат за счет присосов в конденсаторе.

Таблица 12.3. Нормы качества питательной воды Нормируемая величина Барабанные котлы р= 13,8 МПа Прямоточные котлы СКД Общая жесткость, мкг/кг, не бо­лее Соединения натрия (Na), мкг/кг, не более Соединения железа (Fe), мкг/кг, не более Соединения меди (Си), мкг/кг, не более Масла и т. п., мкг/кг, не более Кремниевая кислота (SiOs), мкг/кг, не более Значения рН (при обессоленной добавочной воде) В зависимости от ВХР Удельная электрическая прово­димость, мкСм/см, не более Растворенный О2 после деаэра­тора, мкг/кг В зависимости от ВХР

Вторая задача ВХР - ограничение образования отложений в котле - в барабанном котле решается за счет снижения Скв (продувка, ступенча­тое испарение), а в прямоточном котле докритического давления может быть выделена переходная зона для отложения в ней большинства приме­сей. Во всех случаях устанавливаются предельные концентрации примесей в питательной воде и проводится коррекция химического состава воды для уменьшения количества отложений и увеличения их теплопроводности.

Полностью избежать отложений в поверхностях котла не удается, по­этому для их удаления проводятся периодически химические промывки котла или его отдельных поверхностей.

В барабанных котлах ограничение жесткости питательной воды (со­единения Са и Mg) определяется необходимостью избежать их отложения на стенках труб и образования большого количества шлама, который мо­жет прикипать к поверхности труб. С увеличением давления в котле (со­ответственно увеличивается и температура котловой воды) растворимость большинства соединений Са и Mg уменьшается, возрастает опасность об­разования отложений. Поэтому с ростом давления допустимая жесткость питательной воды снижается. Для котлов, сжигающих мазут с высокими тепловыми потоками в топке, содержание Са и Mg должно быть уменьшено.

Нормирование кремнекислоты в питательной воде производится из расчета обеспечения чистоты насыщенного пара с учетом продувки кот­ла и промывки пара.

Свободная угольная кислота (ССЬ) в воде после деаэратора должна от­сутствовать, а величина рН питательной воды должна быть в пределах 9,1+- 0,1. Нормирование угольной кислоты и кислорода обусловлено тем, что они вызывают коррозию пароводяного тракта. Для связывания кислорода, присутствующего в питательной воде за счет присосов в вакуумной части конденсатного тракта и неполностью удаленного при деаэрации, произво­дится обработка турбинного конденсата гидразином N2H4. Поддержание гидразина в пределах 20-60 мкг/кг перед котлом обеспечивает подавление кислородной коррозии.

Связывание остаточной после деаэратора концентрации углекислоты производится аммиачной обработкой питательной воды. Аммиак NH3 свя­зывает угольную кислоту и повышает рН до величин слабощелочной среды, при которой коррозия углеродистых сталей снижается. Чрезмерное количе­ство аммиака (свыше 1 ООО мкг/кг) приводит к аммиачной коррозии латун­ных трубок конденсатора и ПНД.

Примеси железа образуют малотеплопроводные отложения на теплона - пряженных поверхностях нагрева, приводящие к пережогу труб. С ростом давления в котле интенсивность образования железоокисных отложений увеличивается (уменьшается растворимость, увеличиваются тепловые по­токи). Количество соединений железа в питательной воде зависит, в основ­ном, от интенсивности коррозионных процессов во время работы и при простоях . Повышенное против норм содержание железа сви­детельствует о нарушениях при проведении коррекционной обработки пи­тательной воды. Существенное влияние на концентрацию железа в воде имеют предпусковые химические очистки, эффективная консервация обо­рудования при его простоях и т. п.

В прямоточных котлах СКД качество питательной воды должно быть равным или близким к качеству пара.

Растворимость соединений меди, натрия и кремнекислоты в водном теплоносителе СКД достаточна велика, и эти соединения проходят котел транзитом. Допустимые концентрации Си, Na и SiCb в питательной воде обусловлены надежной работой турбины.

Снижение допустимых концентраций соединений железа и солей жест­кости в питательной воде направлено на уменьшение скорости роста мало­теплопроводных отложений в радиационных поверхностях нагрева, особен­но в котлах, сжигающих мазут.

Интенсивность образования железоокисных отложений в котле зависит не только от концентрации железа в питательной воде, но и от скорости кор­розионных процессов в самом котле. Поэтому водно-химические режимы прямоточных котлов должны обеспечивать подавление коррозии во всем пароводяном тракте блока.

Как уже отмечалось, на блоках СКД производится очистка конденса­та турбин на БОУ. Особенно важную роль играет конденсатоочистка при пусках и других неустановившихся режимах, когда содержание продуктов коррозии и других загрязнений в теплоносителе резко возрастает.

Третья задача ВХР - снижение интенсивности коррозионных процес­сов - решается путем ввода в конденсат и питательную воду реагентов, снижающих скорость коррозии, создающих на поверхности металла защит­ные пленки с высокой теплопроводностью.

Таким образом, для выполнения своих задач воднохимические режимы энергетических установок должны обеспечить выполнение норм качества пара и питательной воды, а также ряда других условий, обеспечивающих надежную и экономичную работу оборудования. В частности, в табл. 12.4 приведены допустимые значения ряда показателей работы блока, обуслов­ленные водно-химическими режимами (эти показатели оцениваются при сжигании мазута через 7 000 часов, а при сжигании газа и твердых топ­лив - через 24000 часов эксплуатации).

РД 10-179-98

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ ИНСТРУКЦИЙ И РЕЖИМНЫХ КАРТ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ДОКОТЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ВОДЫ И ПО ВЕДЕНИЮ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ

Ответственные разработчики: Н.А.Хапонен, А.А.Шельпяков (Госгортехнадзор России); Ю.К.Петреня, И.А.Кокошкин, В.Ю.Петров, Г.П.Сутоцкий, П.В.Белов (АООТ "НПО ЦКТИ им.И.И.Ползунова", Санкт-Петербург); Р.Я.Ширяев, Я.Е.Резник (Клуб теплоэнергетиков "Флогистон", Москва); В.В.Потапова (МПНУ - филиал ОАО "Энерготехмонтаж")

УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Госгортехнадзора России от 09.02.98 N 5


В развитие требований Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденных Госгортехнадзором России, настоящие Методические указания определяют порядок составления и использования инструкций и режимных карт по ведению водно-химического режима (ВХР) и по эксплуатации установок докотловой обработки воды (ВПУ) для котлов с рабочим давлением пара до 3,9 МПа (40 кгс/см).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Настоящие методические указания определяют порядок составления и использования инструкций и режимных карт по ведению водно-химического режима (ВХР) и по эксплуатации водоподготовительной установки (установок) докотловой обработки воды (ВПУ) для котлов с рабочим давлением пара до 3,9 МПа (40 кгс/см), на которые распространяются требования Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов * (далее - Правила), утвержденных Госгортехнадзором России 28.05.93 г.
________________
* В связи с введением в действие Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (ПБ 10-574-03) после их официального опубликования считаются утратившими силу Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, утвержденные постановлением Госгортехнадзора России от 28.05.93 N 12 (приказ Госгортехнадзора России от 17.07.03 N 156).

1.2. Методические указания предназначены для специалистов организаций, занимающихся проектированием, изготовлением, пусконаладкой и техническим диагностированием паровых и водогрейных котлов, а также для инспекторов Госгортехнадзора России, контролирующих безопасную эксплуатацию паровых и водогрейных котлов.

1.3. Владельцы котлов должны иметь в каждой котельной две отдельные инструкции с режимными картами по ВХР котлов и по ВПУ добавочной и питательной воды, разработанные специализированной организацией, имеющей разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на выполнение пусконаладочных работ по водоподготовке.

1.4. Режимные карты должны составляться со сроком их действия в течение трех лет. По истечении указанного срока и при нормальной эксплуатации котла режимные карты должны пересматриваться и вновь утверждаться владельцем котла. До указанного срока карты следует пересматривать в случаях аварий котлов по причинам, связанным с их ВХР, а также при реконструкции котлов, изменении вида топлива или основных параметров (давление, производительность, температура перегрева пара), или ВХР и ВПУ, изменении требований к качеству исходной и обработанной воды.

2. ТРЕБОВАНИЯ К ПОРЯДКУ СОСТАВЛЕНИЯ И СОДЕРЖАНИЯ ИНСТРУКЦИЙ ПО ВЕДЕНИЮ ВХР ПАРОВЫХ И ВОДОГРЕЙНЫХ КОТЛОВ И ИНСТРУКЦИЙ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВОК ДОКОТЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ВОДЫ

2.1. Инструкции должны составляться специализированной пусконаладочной организацией, имеющей разрешение (лицензию) органов Госгортехнадзора России на проведение пусконаладочных работ по водоподготовке котлов.

2.2. Инструкции утверждаются руководителем предприятия - владельца котла и оборудования ВПУ.

2.3. Инструкции следует составлять с учетом требований Правил , инструкций и паспортов предприятий - изготовителей котлов и вспомогательного оборудования, ведомственных нормативно-технических документов.

2.4 Инструкции должны пересматриваться не реже одного раза в три года, а также в каждом случае изменений в технологическом процессе (изменения в составе оборудования, схеме обвязки, применение другого ионообменного материала и т.д.).

2.5. Инструкции должны содержать:

сведения о назначении инструкций и перечень должностей работников, для которых знание инструкций обязательно;

перечень нормативных документов, использованных при составлении инструкций;

сведения о технических параметрах и описание оборудования объекта, для которого разработаны инструкции;

перечень точек отбора проб пара, воды, конденсата, других контролируемых потоков (растворы реагентов) и описание схемы отбора проб; временной график, объем и описание методов химического контроля проб (ручного и автоматизированного);

нормы качества добавочной, питательной и котловой воды; указания реквизитов нормативных документов;

допустимые значения показателей качества исходной воды в соответствии с указаниями изготовителей оборудования, органов государственного надзора, а также рекомендациями пусконаладочных организаций;

перечень и описание систем управления, автоматизации, измерений, сигнализации;

описание операций по пуску и включению в работу оборудования, по обслуживанию оборудования во время эксплуатации, операций при остановке оборудования и мероприятий в период плановых ремонтов;

перечень возможных неисправностей оборудования и мероприятий по ликвидации неисправностей;

правила техники безопасности при обслуживании технологического оборудования и при работе в химической лаборатории;

график сервисного обслуживания автоматизированных ВПУ, не имеющих постоянного обслуживающего персонала;

регламент сервисных работ на ВПУ.

3. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ И АВАРИЙ КОТЛОВ ИЗ-ЗА НАРУШЕНИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА

3.1. Основным назначением режимных карт по ВПУ и ВХР является обеспечение работы котла и оборудования пароконденсатного и питательного тракта котельной без повреждений их элементов из-за различных видов коррозии, коррозийно-эрозионного износа и перегрева металла вследствие образования на его внутренних поверхностях отложений в виде накипи и шлама, а также увеличения относительной щелочности котловой воды до опасных пределов.

Особую опасность для целостности металла представляет комбинированное воздействие нарушений нормальной циркуляции воды и термоциклического характера работы металла в сочетании с неблагоприятным составом котловой воды.

3.2. Специалист, составляющий режимные карты по ВПУ и ВХР, должен изучить всю имеющуюся на объекте техническую документацию, в том числе:

тепловую схему котельной или электростанции;

инструкции по ВХР и ВПУ;

характерные особенности сезонных изменений состава исходной воды;

характерные особенности состава производственного конденсата;

записи в паспорте котла, в том числе сведения о количестве пусков и остановок котла, а также надежность консервационных мероприятий;

количество и состав внутрикотловых отложений и применявшиеся способы их удаления;

результаты проводившихся технического и экспертного диагностирования котлов;

оценить надежность и представительность осуществляемого химико-аналитического контроля ВХР.

3.3. При составлении режимных карт особое внимание следует обращать на котлы со сроком их эксплуатации более 20 лет и имеющие заклепочные соединения в барабанах, а также на котлы, имевшие за период своей эксплуатации более 200 остановок.

4. ТРЕБОВАНИЯ К СОДЕРЖАНИЮ РЕЖИМНОЙ КАРТЫ ПО ВПУ

4.1. Режимную карту по ВПУ необходимо составлять отдельно для сооружений предварительной очистки воды, фильтровальной, деаэрационной установок и установки очистки конденсата.

4.2. В режимной карте по ВПУ следует указать дату составления, срок действия, а также дать ссылку на документы, послужившие основанием для содержащихся в режимных картах требований. Перечень документов приведен в приложении 1.

4.3. Исходными данными для составления режимной карты по ВПУ должны являться материалы проекта ВПУ, результаты наладочных работ на ней в увязке с соответствующими требованиями Правил .

4.4. В режимной карте по ВПУ должны быть:

приведены предельно допустимые показатели качества исходной воды - минерализация (солесодержание), жесткость общая, щелочность общая, содержание взвешенных примесей (прозрачность), окисляемость, содержание железа, значение рН и другие показатели, влияющие на работу ВПУ; полный перечень этих показателей устанавливает пусконаладочная организация;

указаны нормы качества воды после отдельных сооружений ВПУ, а также конденсата, возвращаемого с производства, и конденсата после подогревателя сетевой воды;

определены нормальные и предельно допустимые параметры работы ВПУ и отдельных аппаратов (количество и производительность аппаратов, температура, доза реагентов, расход воды при продувке, промывке, регенерации, условия выполнения отдельных технологических операций).

Перечень показателей для включения в РК по ВПУ приведен в приложениях 2, 3.

5. ТРЕБОВАНИЯ К СОДЕРЖАНИЮ РЕЖИМНОЙ КАРТЫ ПО ВХР КОТЛА

5.1. В режимной карте по ВХР котла следует указать дату ее составления, срок действия, а также дать ссылку на документы, послужившие основанием для содержащихся в карте требований.

5.2. Исходными данными для составления режимной карты по ВХР котла должны являться соответствующие материалы завода - изготовителя котла, проект котельной в увязке с требованиями Правил и рекомендациями пусконаладочной организации.

5.3. В режимной карте по ВХР котла должны быть:

перечислены все необходимые режимы коррекционной обработки питательной и котловой воды;

указаны рекомендуемые дозы корректирующих реагентов, приведены места их ввода в тракт котла и указан способ контроля соответствующих процессов;

указаны нормы качества котловой воды и пара как рекомендованные заводом - изготовителем котла, так и установленные на основании специальных теплохимических испытаний;

приведены основные параметры режима непрерывной и периодической продувки, рекомендованные специалистами, проводившими теплохимические испытания;

перечислены основные показатели противокоррозионного режима питательной и котловой воды.

5.4. В режимной карте по ВХР в зависимости от особенностей конструкции котла, условий его предшествующей эксплуатации и отмеченных отклонений от норм ВХР следует дать указания, на какие элементы внутрикотловых устройств должно быть обращено особое внимание при очередной остановке котла со вскрытием его барабанов, в том числе:

состояние узла ввода питательной воды в барабан;

герметичность паросепарационных устройств;

наличие повреждений входных змеевиков стальных экономайзеров (в необходимых случаях - вырезка образцов);

состояние парогенерирующих труб в зоне с максимальным теплонапряжением (при необходимости - вырезка образцов).

5.5. В режимной карте по ВХР должно быть указано предельное удельное количество отложений (г/м), допускаемое по условиям надежности для дальнейшей эксплуатации котла.

Перечень показателей, которые следует включить в режимную карту по ВХР, приведен в приложении 4.

6. ТРЕБОВАНИЯ К СОДЕРЖАНИЮ РЕЖИМНОЙ КАРТЫ ПО ОБЪЕМУ И МЕТОДАМ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА ВХР И ВПУ

6.1. Основой для составления режимной карты по объему и методам химического контроля являются требования государственных и ведомственных нормативных документов и инструкций предприятий - изготовителей оборудования, а также результаты наладочных работ и теплохимических испытаний, проведенных пусконаладочной организацией в данной котельной.

6.2. В режимной карте по химическому контролю за ВХР и ВПУ должны быть указаны:

перечень точек контроля за работой ВПУ и за состоянием ВХР котлов с указанием условий оснащения их устройствами для отбора и подготовки пробы;

наименование контролируемых показателей работы ВПУ и ВХР;

единицы измерения контролируемых показателей работы ВПУ и ВХР;

методы определения (автоматические приборы, инструментальные методы, ручные аналитические методы) контролируемых показателей;

погрешности применяемых методов определения с указанием правил округления результатов измерений;

периодичность выполнения химических анализов;

условия, при которых производятся дополнительные или повторные химические анализы.

6.3. В режимную карту по объему и методам химического контроля необходимо включать основные требования по безопасным методам труда, охране труда и охране окружающей cреды.

Приложение 1 (обязательное). Перечень нормативных и иных документов, используемых при составлении РК по ВХР и ВПУ

Приложени е 1
Обязательное

1. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (ПБ 10-574-03). М.: Федеральное государственное унитарное предприятие "Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России", 2004. Сер.10. Вып.24.

2. ГОСТ 20995-75 . Котлы паровые стационарные с давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара. М.: Изд-во стандартов, 1989.

3. ГОСТ 2874-82 . Вода питьевая. Гигиенические требования и контроль за качеством. М.: Изд-во cтандартов, 1996.

4. Котлы паровые стационарные низкого и среднего давления. Организация водно-химического режима (РТМ 108.030.114-77). Утв. Минэнергомашем 10.05.77 г.

5. Котлы паровые низкого и среднего давления. Организация и методы химического контроля за водно-химическим режимом (РТМ 24.030.24-72). Утв. Минтяжмашем 07.06.72 г.

6. Расчет и проектирование термических деаэраторов (РТМ 108.030.21-78). Утв. Минэнергомашем 02.07.78 г.

7. Методические указания. Оснащение паровых стационарных котлов устройствами для отбора проб пара и воды (РД 24.031.121-91). Утв. техническим комитетом (ТК 244) "Оборудование энергетическое стационарное" и введены в действие 01.07.92 г.

8. ГОСТ 16860-88* . Деаэраторы термические. М.: Изд-во стандартов, 1989.

Приложение 2 (обязательное). Режимная карта по эксплуатации установки натрий-катионитных фильтров

Приложение 2
Обязательное

Утверждаю

Главный инженер предприятия

"____" ___________ 199 г.

Таблица 1

Режимная карта по эксплуатации установки натрий-катионитных фильтров

(срок действия - три года)

	Наименование показателей		Примечание
	Заданные показатели
	1. Качество воды на входе в установку
	1.1. Минерализация (солесодержание, сухой остаток), мг/л
	1.2. Жесткость общая, ммоль/л (мг·экв/л)
	1.3. Щелочность общая, ммоль/л (мг·экв/л)
	1.4. Прозрачность по шрифту (содержание взвешенных примесей), см (мг/л)
	1.6. Окисляемость, мг/л О
	2. Технические характеристики фильтра
	2.1. Тип фильтра
	2.2. Диаметр фильтра, м
	2.3. Площадь фильтрования, м
	2.4. Тип, марка катионита
	2.5. Высота слоя катионита, м
	2.6. Объем катионита в фильтре, м
	Контролируемые величины
	3. Умягчение
	3.1. Количество работающих фильтров, шт.
	3.2. Скорость фильтрования, м/ч
	нормальная
	минимальная
	максимальная
	3.3. Производительность фильтра, м/ч
	нормальная
	минимальная
	максимальная
	3.4. Рабочая обменная емкость катионита, г·моль/м (г·экв/м)
	3.5. Жесткость умягченной воды, ммоль/л (мг·экв/л)
	3.6. Жесткость умягченной воды при отключении фильтра на регенерацию, ммоль/л (мг·экв/л)
	Условия работы фильтра
	3.7. Количество умягченной воды за фильтроцикл, м
	3.8. Гидравлическое сопротивление фильтра при нормальной производительности, МПа (кгс/см)
	4. Взрыхляющая промывка фильтра
	4.1. Скорость воды (показания расходомера), м/ч (м/ч)
	4.2. Продолжительность промывки, мин

ТИПОВАЯ ИНСТРУКЦИЯ

по организации химического контроля за ведением рационального водно- химического режима паровых, водогрейных котлов и тепловых сетей.

Инструкцию должны знать:

I . Начальник района

!. Ведущий инженер теплотехник

\. Дежурный инженер смены

I . Инженер-химик

5. Лаборант-аппаратчик ХВП

5. Начальник службы теплосети.

Водно-химический режим котлов можно рассматривать как систему мероприятий по защите конструкционных материалов от коррозии, ограничению поступления в теплоноситель вредных примесей и выведению их из контура, предотвращению образования накипи и отло­ жений на теплопередающих поверхностях. Целью этих мероприятий является обеспечение безопасной и надеж­ ной работы оборудования в течение заданного ресурса времени путем поддержания чистоты металлических поверхностей энергетических контуров и максималь­ ного подавления коррозии. Повышенные требования к водно-химическому режиму котлов вызывают необ­ходимость жесткого и постоянного химического конт­ роля за качеством теплоносителя.

1. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ ПАРОВЫХ, ВОДО­ ГРЕЙНЫХ КОТЛОВ И ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ.

1.1. Паровые котлы.

Ведение нормального водно-химического режима паровых котлов треследует цель:

- получение чистого пара;

- отсутствие на поверхностях нагрева котлов солевых отложе-
4ий(накипи) и прикипания образовавшегося шлама(так называемой вторичной нат
сипи;

- предотвращение всех типов коррозии котельного металла и парокон-
1енсатного тракта, несущего продукты коррозии в котел;

Перечисленные требования удовлетворяются путем принятия мер в двух >сновных направлениях:

При подготовке исходной воды;

При регулировании качества котловой воды.

Подготовка исходной воды в зависимости от ее качества и требований, связанных с конструкцией котла, может осуществляться путем:

- докотловон обработки воды с удалением накипеобразователей Са, Mq (Na-катионирование), свободной и связанной углекислоты, кислорода(деаэрация), снижением щелочности и солесодержания(известкование, водород-катионирова-ние);

- внутрикотловой обработки воды(с дозировкой реагентов при обяза­тельном и надежном удалении шлама).

Регулирование качества котловой воды осуществляется путем продув­ки котлов. Применение любого метода обработки воды; внутрикотлового, докотло-вого, докотлового с последующей коррекционной обработкой химически очищен­ной или питательной воды - требует осуществления продувки паровых котлов. В условиях эксплуатации котлов различают два способа продувки котлов: периоди­ческую и непрерывную.

1.2. Водогрейные котлы и тепловые сети.

1.2.1. Теплофикационные водогрейные котлы предназначены в основном
для подогрева воды по тепловому графику в течение нескольких отопительных се­
зонов без очистки и дополнительных средств защиты от внутренней коррозии по­
верхностей нагрева. В основном режиме температура нагрева воды обычно колеб­
лется в пределах 120-130 °С, в пиковом режиме -150 °С(по тепловому графику теп­
ловой сети 150-70 °С).

1.2.2. При эксплуатации теплофикационных котлов и тепловых сетей
серьезное внимание уделяется организации рационального водно-химического ре­
жима. Он должен обеспечить нормативные показатели качества добавочной и сете­
вой воды, поддержание которых должно предотвратить наюше- и шламообразова-
ние, а также коррозионные повреждения в оборудовании и по всему тракту сетей.

1.2.3. Качество подпиточной и сетевой воды прежде всего должно обес­
печить безнакипную работу наиболее требовательных к воде агрегатов - водогрей­
ных котлов.

1.2.4. Качество воды, добавляемой в теплосеть любого типа, определяет­
ся схемой установки водоподготовки и правильной ее эксплуатации, а также нор­
мальной работой деаэрационного узла.

1.2.5. Качество сетевой воды во многом зависит от работы теплофикаци­
онного оборудования и подогревателей, находящихся в ведении потребителей и
службы теплосети.

1.2.6. Безнакипная, нормальная бесперебойная работа водогрейных кот­
лов в той степени, в какой на нее влияет водно-химический режим, определяется
качеством именно сетевой воды, поскольку в котел поступает как вода, возвращае­
мая от потребителей(вода обратной магистрали), так и вода, добавляемая для по­
крытия водоразбора и потерь в сети(открытая система) или только потерь(закрытая
система). Ухудшение качества сетевой воды в результате присосов сырой воды и
примесей оказывает отрицательное влияние на работу водогрейных котлов.

1.2.7. Поддержание водно-химического режима в пределах норм являет­ся задачей не только работников районных котельных(источники тепла и воды), но и работников тепловых сетей, обслуживающих теплотрассы и тепловые пункты.

1.3. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых стан­ ций и сетей.

1.3.1. Режим эксплуатации водоподготовительных установок(ВПУ) и водно-химический режим(ВХР) должны обеспечивать работу тепловых станций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи, шлама в оборудовании и трубопрово­дах тепловых станций и тепловых сетей.

1.3.2. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы
оборудования тепловых станций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети,
должен осуществлять персонал соответствующего подразделения.

1.3.3. Включение в работу и отключение любого оборудования, могущие
вызвать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с соответст­
вующим подразделением. х

1.3.4.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 персона,! соот­ветствующего технологического цеха предприятия «Теплоэнергоремонт»с участием эксплуатации.

2. ЗАДАЧИ И ОБЪЕМ ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ.

Одной из основных задач химконтроля в котельных является оценка со­стояния эксплуатирующегося теплосилового оборудования в отношении коррозии и образования различного вида отложений. Вторая основная задача химконтроля -выявление различных неполадок и дефектов режима работы оборудования.

Экономичная и бесперебойная работа котлов обеспечивается ведением рационального водно-химического режима (ВХР).

С усовершенствованием оборудования, в частности, увеличением тепло­вых напряжений поверхностей нагрева, повышается опасность коррозии и на-кипеобразования. В связи с этим растут и требования к водно-химическому режиму и контролю за ним.

Текущий(оперативный) химконтроль или эксплуатационный, выполняе­мый ежесуточно, обеспечивает необходимое качество воды на различных участках тракта, своевременно устанавливает величину отклонений от нормы и дает возможность принимать необходимые решения.

Периодический контроль позволяет более глубоко и всесторонне оцени­вать работу оборудования.