Текст работы можно загрузить в формате Word
Отчет по работе:
«Cоставление режимной карты ведения и контроля водно-химического режима при пуске блока 200 МВт Кураховоской ТЭС»
ШИФР РАБОТЫ: 08.302.025
Начальник химслужбы А.А. Сотников
Ответственный исполнитель
Ведущий инженер Н.Г. Протасов
Нормоконтролер К.С. Скворцов
Горловка
2008
Список исполнителей
1. Протасов Н.Г. ведущий инженер (участие в составлении заключения, общее руководство и координация работ).
2. Решетняк А.В. инженер 2-й кат. (участие в составлении договора, технической программы и отчета, проведение опытов и выполнение экспериментальной части работы).
3. Федосеева О.В. инженер (проведение анализов питательной и котловых вод, паров и конденсатов).
Реферат
Отчёт содержит: 56 страниц текста, 4 приложения, 15 таблиц, 3 рисунка, 2 ссылки
Объект обследования – техническая документация по водно-химическому режиму СЕ «Кураховская ТЭС», водно-химический режим СЕ «Кураховская ТЭС».
Цель работы – составление режимной карты ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблоков.
Результаты работы – технический отчет, режимная карта ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблоков из холодного состояния и из горячего и неостывшего состояния.
Взаимосвязь с другими работами: нет
Ключевые слова: водно-химический режим, энергоблок, котел, режимная карта, точка отбора проб, автоматический химический контроль, коррекционная обработка
Содержание
Сокращения ........................................................................................5
Введение ............................................................................................6
1 Краткая характеристика тепловой схемы энергоблоков 200 МВт ...................8
2 Основные особенности водно-химического режима...................................10
2.1 Стационарный режим..................................................................... 10
2.2 Водно-химический режим в период пусков........................................ .11
2.3 Водно-химический режим в предпусковой период................................15
3 Подготовительные и пусковые операции, связанные с
водно-химическим режимом................................................................17
3.1 Основные операции и химический контроль.......................................17
3.2 Этапы водных отмывок..................................................................20
3.3 Технологические операции, рекомендуемые при проведении
водных отмывок после длительных остановов энергоблоков...................22
4 Особенности коррекции водно-химического режима
в пусковой период..............................................................................24
4.1 Обработка котловой воды фосфатами................................................25
4.2 Обработка котловой воды гидразином...............................................25
4.3 Обработка котловой воды аммиаком.................................................26
5 Объем химического контроля при пуске энергоблока.................................26
Выводы.............................................................................................27
Рекомендации.....................................................................................30
Перечень ссылок.................................................................................31
Приложение А Режимная карта ведения и контроля водно-химического
режима при пусках энергоблоков 200 МВт........................ ....32
Приложение Б Водно-химический режим энергоблоков 200 МВт
в условиях стационарных нагрузок.................................... ..38
Приложение В Результаты химических анализов при пусках энергоблоков...... 47
Приложение Г Перечень используемых средств измерительной техники...... ....56
Сокращения
АХК – автоматический химический контроль;
БЗК – бак запаса конденсата;
ВХР – водно-химический режим;
КР – комплексный реагент;
КЭН – конденсатный электронасос;
НДГ – насос-дозатор гидразина;
НДФ – насос-дозатор фосфатов;
ПВД – подогреватель высокого давления;
ПНД – подогреватель низкого давления;
ПС-50 сальниковый подогреватель уплотнений турбины;
ПЭН – питательный электронасос;
ТЭС – тепловая электрическая станция.
Введение
Работа по составлению режимных карт ведения и контроля водно-химического режима при пуске блока 200 МВт выполнялась на основании договора № 08.302.025 / 260808-6К23/4.2.5.35/Э от 26 августа 2008 г. При проведении работы использовались предоставленная СЕ «Кураховская ТЭС» техническая документация, журналы химического контроля пусков энергоблоков за период 04.2008–09.2008, журналы контроля ВХР энергоблоков, работающих в стационарном режиме, за период 2002–2008гг., а также результаты химических анализов, выполненных бригадой ДонОРГРЭС. Кроме того, в данной работе использовались материалы испытаний водно-химического режима энергоблоков при маневренных нагрузках на Старобешевской, Луганской и Невинномысской ТЭС, составленные в свое время ДонОРГРЭС по заданию Минэнерго СССР.
Разработанная режимная карта ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока после простоя более трех суток, представленная в приложении А, регламентирует проведение предпусковых и пусковых операций, связанных с ВХР, в соответствии с требованиями СОУ-Н ЕЕ 37.306 [1]. Эти требования распространяются на операции, осуществляемые после простоя котла в течение трех и более суток. При пусках после простоев котла от нескольких часов (пуски из горячего резерва, имеющий массовый характер на Кураховской ТЭС) до 2—3 дней, количество указанных в режимной карте анализов можно сократить, исходя из реальных возможностей ведения неавтоматизированного химического контроля силами эксплуатационного персонала. Однако это сокращение не должно касаться выполнения анализов рН котловых и питательной вод за весь пусковой период, жесткости турбинного конденсата за весь пусковой период, а также выполнения предусмотренных ГКД 34.20.507 [2] анализов кремнесодержания паров, котловой и питательной вод за пусковой период после достижения в барабане котла давления 90 кгс/см2 . Рекомендуемый для этих случаев объем химического контроля приведен в режимной карте ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока после простоя менее трех суток, представленной в приложении А.
Ряд предпусковых и пусковых операций, рекомендуемых после капитальных и длительных текущих ремонтов, а также профилактические мероприятия, направленные на повышение надежности и качества ведения ВХР, приведены в основном тексте. К таким мероприятиям относятся, в частности, операции с рециркуляцией и сбросом загрязненного конденсата при проведении водных отмывок. Эти мероприятия могут проводиться не только после длительных, но и после непродолжительных простоев оборудования в случаях резкого ухудшения качества конденсата в процессе водных отмывок.
В работе рассмотрены также вопросы ведения ВХР при стационарных нагрузках энергоблоков в той мере, в какой эти вопросы связаны с особенностями ВХР в пусковой период. В частности, для стационарного режима установлены предельно допустимые значения кремнесодержания питательной воды, на основе которых построены нормы на кремнесодержания, контролируемые в пусковой период.
1 Краткая характеристика тепловой схемы энергоблоков 200 МВт
На Кураховской ТЭС эксплуатируется 7 энергоблоков мощностью 200 МВт.
Острый пар котла ТП-109 с давлением пара 140 кгс/см2 и температурой перегретого пара 540 °С по двум трубопроводам подводится к цилиндру высокого давления, из цилиндра высокого давления частично отработанный пар направляется в промежуточный пароперегреватель котла, после которого поступает в цилиндр среднего давления. Пройдя цилиндр среднего давления, пар направляется в цилиндр низкого давления, а затем отводится в конденсатор.
Из конденсатора конденсат тремя насосами направляется в регенеративный цикл низкого давления, состоящий из охладителя пара уплотнений, четырех подогревателей низкого давления и двух охладителей пара испарителей. Основной конденсат после ПНД-4 поступает в деаэратор питательной воды. Питательная вода питательными электронасосами через три подогревателя высокого давления подается в водяной экономайзер, а затем в барабан котла. Восполнение потерь пара и конденсата осуществляется дистиллятом испарителей.
Основными составляющими питательной воды являются турбинный конденсат, конденсат ПНД, дистиллят испарителей, конденсаты баков запаса конденсата, бойлеров и ПВД.
Котельный агрегат ТП-109 выполнен в Т-образной компоновке. Топочная камера полностью экранирована испарительными трубами 60×6,0 мм с шагом 64 мм. Для уменьшения чувствительности циркуляции к различным тепловым и гидравлическим перекосам все испарительные экраны секционированы, и каждая секция представляет собой самостоятельный контур циркуляции. Питание секций экранной системы осуществляется водоопускными трубами, расположенными вне зоны обогрева.
Котел имеет две ступени испарения с внутрибарабанной первой и выносной второй ступенями. Вторая ступень выполнена в виде двух выносных циклонов, установленных на потолочном перекрытии топочной камеры. В нее включены левые средние секции фронтового и заднего экранов. Водоподводящие трубы, питающие циклоны, подключены к торцам барабана. Для регулирования кратности солесодержания предусмотрены линии переброса из водоспускной трубы фронтового циклона в водоопускную трубу заднего циклона и наоборот. Непрерывная продувка котла производится из опускных труб от циклонов к нижним коллекторам.
Пароводяная смесь, поступающая из экранной системы котла, подается во внутрибарабанные сепарационные циклоны, где происходят разделение пароводяной смеси и основная очистка пара от капель котловой воды. Вода из циклонов через поддоны сливается в водяное пространство барабана, а пар направляется под барботажный промывочный лист. Туда же направляется и пар из выносных циклонов. На барботажный лист сверху подается питательная (промывочная) вода, а снизу через слой промывочной воды барботируется отсепарированный пар. Промываемый пар дополнительно очищается от капелек котловой воды и поступает в паровое пространство барабана, где с помощью дырчатого листа равномерно распределяется по пароотводящим трубам и направляется в первичный пароперегреватель. Питательная вода в барабане котла поступает на раздающий короб, из которого через отверстия в коробе направляется на барботажную промывку пара, а остальная часть воды свободно сливается в водяное пространство барабана. По длине барабана расположены два коллектора для ввода фосфатов и парового разогрева низа барабана. Средний уровень воды в барабане установлен заводом на 200 мм ниже его горизонтальной геометрической оси с допустимыми колебаниями +/- 75 мм. Периодическая продувка котла производится из нижних коллекторов всех экранов.
Номинальная паропроизводительностъ котла - 640 т/час;
рабочее давление пара в барабане - 150 кгс/см2;
давление перегретого пара (острого) - 140 кгс/см2;
температура перегретого пара - 540 °С.
Турбина К-200-130-1 – одновальная, трехцилиндровая, конденсационная. Предназначена для привода генератора ТГВ-200. Цилиндр высокого давления имеет 12 ступеней, цилиндр среднего давления – 11 ступеней, цилиндр низкого давления выполнен двухпоточным, в каждом потоке по 4 ступени.
Для деаэрации питательной воды в тепловой схеме блока предусмотрена установка одного деаэратора с баком емкостью 100 м3, производительностью 800 т/час и давленим греющего пара 6 ата. Греющим паром деаератора является пар III отбора турбины давлением 11,5 ата.
2 Основные особенности водно-химического режима
2.1 Стационарный режим
Все показатели водно-химического режима при стационарных нагрузках энергоблоков находятся, согласно эксплуатационным данным, в пределах, регламентируемых нормами ГКД 34.20.507 [2]. Основной особенностью ВХР котлов Кураховской ТЭС при этих нагрузках является повышенный в сравнении с котлами аналогичного давления вынос соединений кремнекислоты из котловых вод в пар. Причиной такой особенности может быть относительно низкий реальный (отвечающий давлению и температуре в барабане котла) рН котловых вод, что, в свою очередь, может быть связано с наличием в питательной и котловых водах органических соединений, поступающих в пароводяной цикл с подпиточной водой. Более подробно этот вопрос рассмотрен в приложении Б.
2.2 Водно-химический режим в период пусков
Типичной особенностью ВХР в этот период является постепенное нарастание во всех пробоотборных точках содержания примесей (железа, меди, кремнекислоты), которое продолжается вплоть до выхода энергоблока на стационарную (постоянную) нагрузку. В наибольшей мере указанное нарастание обычно характерно для турбинного конденсата. В данный период происходит переход в теплоноситель слабосцепленных с поверхностью металла отложений, а также частичная самопромывка проточной части турбин.
После выхода на стационарную нагрузку в течение двух-трех и иногда более часов происходит наиболее интенсивное снижение содержания в теплоносителе указанных примесей. Причем, особенно быстрое снижение наблюдается для турбинного конденсата и наиболее медленное – для котловых вод.
При пусках после длительного простоя оборудования и при большой загрязненности отложениями экранных труб содержание железа в котловых водах может наиболее интенсивно возрастать не в конечном, а в начальном периоде пуска котла (вплоть до появления визуально мутной воды). Однако с набором давления в барабане котла в этом случае происходит быстрое «осветление» котловой воды.
Характерным для начального пускового периода котла является переход соединений кислых фосфатов из отложений в котловую воду, что связано с увеличением растворимости этих соединений при понижении температуры воды. С набором давления, а, следовательно, и с увеличением температуры котловой воды, этот процесс перехода кислых фосфатов в котловую воду прекращается.
Указанные процессы могут происходить с понижением рН котловых вод, что может быть небезопасным с точки зрения коррозии экранных труб. Поэтому в период пуска котла требуется обязательный контроль рН котловых вод, чтобы при необходимости обеспечить своевременный ввод в котловую воду твердой щелочи. Для этой цели используется NaOH. Фосфаты в больших дозах на данный период не рекомендуются из-за возможности образования железофосфатных отложений. Однако здесь надо иметь ввиду, что радикальные негативные последствия для котла могут возникать не из-за временной передозировки фосфатов, а из-за чрезмерного понижения рН котловых вод. Надо также иметь ввиду, что существенную дозу фосфатов или щелочи нельзя ввести в котловую воду мгновенно – проведенные расчеты показывают, что для этого требуется несколько часов. Кроме того, надо иметь ввиду, что пониженное значение рН наиболее опасно при существенных тепловых нагрузках на экранные трубы из-за возникающих при этом процессов водородного охрупчивания металла этих труб.
Опасность подобного развития событий усугубляется указанным в предыдущем подразделе наличием в теплоносителе органических соединений, привнесенных с подпиточной водой. Поэтому при наиболее существенном снижении рН котловых вод может возникнуть необходимость не только в увеличении дозы твердой щелочи, но и в задержке пуска, вплоть до временного останова котла.
Описанные особенности являются результатами упомянутых выше специальных исследований, проведенных по заданию Минэнерго СССР. Однако при обычном химическом контроле, результаты которого представлены в приложении В, эти особенности в существенной мере сглажены из-за непредставительности проб, отбираемый в пусковой период. Здесь сказывается несколько факторов:
- отбираемая проба отражает не средний состав среды в точке отбора (например, средний состав питательной воды на момент отбора из нее пробы), а мгновенный состав среды на выходе из пробоотборной точки;
- в пробопроводных трубках происходят процессы перераспределения примесей между средой и образовавшимися или образующимися на поверхности трубок отложениями и эти процессы прекращаются (вернее, стабилизируются на некотором псевдоравновесном уровне) примерно лишь через два часа после установления стационарного режима;
- переход ряда примесей из отложений в пробу в пусковой период имеет дискретный характер (переход в пробу частичек отложений), что наиболее характерно для соединений железа, а также меди.
Существует ряд способов, позволяющих повысить представительность анализов отбираемых проб (повторные анализы, дублирующие отборы, ультрафильтры и др.), однако реализовать их в достаточной мере средствами обычного эксплуатационного контроля практически невозможно.
Представительность химических анализов проб в период пусков по мере ее убывания можно расположить примерно в следующем порядке: рН, солесодержание (с/с), жесткость, кремнекилота, медь, железо. Из этого ряда, наиболее важным контролируемым показателем в пусковой период является, как уже отмечалось, значение рН котловых вод.
Представленные в приложении В результаты химических анализов проб в период пусков энергоблоков характеризуются следующими основными особенностями:
- жесткость проб питательной воды находилась на уровне значений, регламентируемых для стационарного режима;
- жесткость проб конденсата, в отличие от жесткости проб питательной воды, в ряде случаев превышала регламентируемые стационарные значения в несколько раз, однако такое превышение носило кратковременный характер;
- рН и солесодержание проб питательной воды находились в основном в пределах норм для стационарного режима;
- рН проб котловой воды иногда снижался до 9, но оставался на уровне, допустимом для пускового режима;
- кремнесодержание проб котловой и питательной вод временами превышало до двух раз предельно допустимые значения, указанные в приложении Б для стационарного режима, что также является допустимым для пускового периода (кремнесодержание проб паров при этом в основном не превышало нормы стационарного режима);
- содержание меди в пробах конденсата турбин колебалось от нескольких мкг/кг до десятков мкг/кг;
- содержание железа в пробах колебалось от нескольких мкг/кг до сотен мкг/кг;
- содержание кислорода в питательной воде не превышало норму для стационарного режима;
- содержание кислорода в турбинном конденсате при выходе на нагрузку энергоблока 100 МВт и более в среднем снижалось от 200 мкг/кг до 100—80 мкг/кг через час работы энергоблока и до 20 мкг/кг через два часа его работы.
Большой разброс значений содержания меди и в особенности содержания железа объясняется вышеуказанным фактором непредставительности проб, отбираемых в период пуска энергоблока. В этих условиях в качестве регламентируемой величины разумно предложить лишь некоторую достаточно большую граничную величину, достижение которой служило бы сигналом о повышенном содержании примеси не только в пробе, но и в отбираемой для контроля среде. В качестве таких регламентируемых величин могут служить содержания примеси в пробе на уровне 20 мкг/кг для меди в конденсате к концу пускового периода и 300 мкг/кг для железа в питательной воде на протяжении всего пускового периода, что является реально достижимым согласно данным приложения В. В случае превышения граничной величины необходимо повторить анализ пробы и результаты усреднить. Если превышение приобретает систематический характер, то необходимо будет принимать меры по улучшению качества предпусковых операций, а также другие меры по улучшению ВХР, описанные в последующих разделах.
Правомерность использования таких граничных величин можно пояснить на простом примере. За пусковой период в котел приходит обычно не более 2000 тонн питательной воды. При содержании железа в питательной воды, равном 300 мкг/кг или 0,3 мг/кг, или 0,3 г/т, имеем 0,6 кг железа за пусковой период. То есть, даже при содержании железа в питательной воде, достигающем установленной граничной величины, получаем лишь около одного килограмма соединений железа, внесенных в котел с питательной водой за период пуска энергоблока. Такая величина является незначительной для котла. Однако если подобный уровень содержания железа в пробе питательной воды носит не случайный, а устойчивый систематический характер, то это является сигналом о возможном неблагополучии ВХР в целом и о необходимости мероприятий, о которых шла речь.
Отмеченное выше содержание кислорода в турбинном конденсате зависит во многом от работы основных эжекторов. Приведенный средний расклад снижения кислорода в турбинном конденсате в период пусков энергоблоков является реально достижимым для Кураховской ТЭС.
2.3 Водно-химичекий режим в предпусковой период
(водные отмывки)
Водные отмывки - это подготовительные операции, проводимые перед пуском энергоблоком. Они являются единственным средством удаления отложений, образующихся на внутренних поверхностях оборудования и труб пароводяного тракта в период эксплуатации блока между химическими очистками оборудования энергоблока.
Качество водных отмывок существенно сказывается на длительности последующей нормализации водно-химического режима энергоблоков. Так, при включении энергоблока в работу после монтажа или капитального ремонта следствием неудовлетворительного проведения водной отмывки включаемого оборудования является то, что снижение концентрации примесей в питательной воде и паре до норм ГКД 34.20.507 [2] может происходить в течение длительного времени: нескольких месяцев взамен нескольких дней при хорошем качестве отмывки.
Кроме того, при неудовлетворительных водных отмывках последующие остановы и повторные пуски сопровождаются резким ухудшением качества питательной воды и пара.
Качество водных отмывок зависит от скорости движения отмывочных вод, а также от расхода воды на отмывку.
Соединения, образующие твердые отложения на поверхности конденсатно-питательного тракта и в котлах, условно подразделяются на водовымываемые и водоневымываемые. К первым относятся соединения натрия (присутствующие в основном в пароперегревателях), а также, хотя и в меньшей мере, кальция и магния, ко вторым - окислы железа, меди и соединений кремниевой кислоты.
Растворение натриевых, кальциевых и магниевых соединений во время водных отмывок приводит к разрушению механических связей в слое накипи. При этом нерастворившиеся в воде частички отложений уносятся потоком отмывочной воды в виде взвеси. Промывочной водой уносятся также и частицы рыхлых отложений, состоящих в основном из продуктов стояночной коррозии металлов, а также отложений, сцепление которых с поверхностью металлов разрушается вследствие неодинаковой термической деформации металла и отложений при изменениях температуры металла и воды.
Растворенные и взвешенные вещества выводятся из пароводяного тракта за счет вытеснения чистым конденсатом загрязненной промывочной воды, сбрасываемой в циркводовод.
Часть вымытых взвешенных в воде веществ повторно осаждается в пароводяном тракте энергоблока, прежде всего на участках с малой скоростью движения промывочной воды, особенно в баке-аккумуляторе деаэратора и в конденсатосборнике конденсатора турбины, что при последующей работе блока может служить дополнительным источником загрязнения питательной воды.
При проведении предпусковых водных отмывок приходится учитывать не только их эффективность, но и возможности ускорения пуска блока и экономии накопленного чистого конденсата. Здесь надо учитывать, что количество загрязнений, выводимых из промывочного контура блока, приходящееся на 1 м3 добавляемого чистого конденсата, прямопропорционально загрязненности сбрасываемой промывочной воды. Поэтому для экономии конденсата целесообразно перед сбросом промывочной воды предварительно проциркулировать ее по замкнутому контуру с тем, чтобы повысить в ней содержание растворенных и взвешенных веществ. Циркуляция при этом должна проводиться с максимально возможным расходом промывочной воды, чтобы ускорить процесс механического разрушения отложений и увеличить его эффект.
В целом, надо иметь ввиду, что основное назначение водных отмывок не столько в удалении из тракта отложений, сколько в скорейшей нормализации водного режима блока после его промывки. Это связано с тем, что при медленном достижении нормальных показателей качества питательной воды может существенно увеличиваться занос отложениями проточной части турбин. Что же касается количества удаляемых во время водной отмывки отложений, то оно часто (но не всегда) бывает незначительным.
3 Подготовительные и пусковые операции, связанные с ВХР
3.1 Основные операции и химический контроль
3.1.1 При пуске энергоблока после простоя более 3 суток (холодное состояние) до заполнения котла водой, в случае если котел был опорожнен, необходимо:
- заполнить конденсатор водой из БЗК;
- промыть конденсатный тракт обессоленной водой по линии конденсатор – КЭНы – основные эжектора – ПС-50 – конденсатор. Если качество конденсата не удовлетворяет норме, то контур размыкается и конденсат сбрасывается в дренаж. Операция повторяется до достижения установленных норм: Ж < 5 мкг-экв/дм3, Fe < 200 мкг/дм3, SiО2 < 100 мкг/дм3, Сu < 20 мкг/дм3.
3.1.2 Заполнить деаэратор водой. При заполнении деаэратора водой осуществлять контроль: Ж < 5 мкг-экв/дм3, Fe < 300 мкг/дм3, SiО2 < 100 мкг/дм3, Сu < 20 мкг/дм3, солесодержание < 10 мг/дм3. Если качество воды не отвечает указанным нормам, то опорожнить деаэратор и повторить эту операцию. Затем осуществить деаэрацию питательной воды до значения концентрации кислорода за деаэратором не более 20 мкг/дм3;
3.1.3 При достижении нормативных показателей содержания кислорода начинается заполнение деаэрированной водой сначала ПВД, а затем котла. При заполнении котла водой рекомендуется подача гидразина на всас ПЭНов для обеспечения концентрации гидразина в котловой воде до 1 – 3 мг/дм3. Т.к. осуществляется совместное дозирование гидразина и аммиака, то необходимо следить за тем, чтоб концентрация аммиака не превышала 1000 мкг/дм3. Если при заполнении котла качество питательной воды перед котлом не удовлетворяет следующим показателям: Ж < 5 мкг-экв/дм3, Fe < 300 мкг/дм3, SiО2 < 100 мкг/дм3, то целесообразно сбрасывать воду через нижние точки до достижения указанных значений показателей качества.Во время заполнения котла продуваются пробоотборные точки чистого и солевых отсеков и визуально проверяется качество котловой воды. Если вода окажется мутной, цветной, рекомендуется осуществить сброс воды через нижние точки и заполнить котел вновь.
После заполнения котла водой и при отключении ПЭНов отключить и насос-дозатор гидразина.
3.1.4 В процессе растопки котла необходимо контролировать рН котловой воды. Если наблюдается снижение значения рН котловой воды до значения менее 8,5, следует организовать подачу в барабан котла раствора твердой щелочи с таким расчетом, чтобы рН в чистом отсеке был не менее 9,3, а в солевом отсеке не более 11.
Для коррекции рН котловой воды в процессе растопки котла рекомендуется использовать раствор едкого натра вместо раствора фосфата во избежание образования железофосфатных отложений.
При розжиге котла целесообразно контролировать содержание фосфатов в котловой воде, рекомендуемое значение которого не более 5 мг/дм3.
3.1.5 При достижении избыточного давления в барабане котла открыть непрерывную продувку. При давлении в барабане котла 15 – 20 кгс/см2 провести продувку котла нижними точками (по 3 минуты каждую точку).
3.1.6 Непрерывная продувка включается при давлении в котле 10 — 15 кгс/см2 на максимальную степень открытия клапана. Максимальная степень открытия продувки сохраняется до достижения параметров перегретого пара, близких к номинальным, и качества его, отвечающего требованиям ГКД 34.20.5007 [2].
3.1.7 При появлении давления в пароперегревателе продуваются пробоотборные точки насыщенного и перегретого паров. Перед подачей пара на турбину проверяется качество насыщенного и перегретого пара.
Перед подачей пара на турбину должны быть включены приборы автоматического химического контроля.
Продувка пароперегревателя ведется до достижения показателей качества пара (содержания кремнекислоты; электрической проводимости) с превышением норм, указанных в ГКД 34.20.507, не более чем в два раза, т.е. содержание кремнекислоты ≤ 30 мкг/дм3; электропроводность Н-катионированной пробы (æн) ≤ 2,0 мкСм/см.
Толчок турбины производится с разрешения начальника смены химцеха по результатам химических анализов (SiO2 ≤ 30 мкг/дм3; æн ≤ 2,0 мкСм/см, рН ≥ 7,5). При пуске энергоблока к моменту достижения давления в барабане котла 90 кгс/см2 допускается превышение эксплуатационных норм по жесткости и кремнекислоте не более чем на 100 %.
3.1.8 Коррекционную дозировку гидразина и аммиака рекомендуется начинать при постоянной подпитке котла с расходом, близким к 30% номинала. Но если рН питательной воды снизится ниже 9,1 ± 0,1, то дозирование аммиака в питательную воду следует начинать раньше.
3.1.9 Дозировку фосфатов рекомендуется начинать при достижении номинальных параметров пара и нагрузке котла не менее 30 % номинала. Если при этом возникают проблемы с понижением рН котловой воды, то дозирование фосфатов начинается раньше, либо предусматривается ввод в котловую воду NaOH.
3.1.10 Эксплуатационное значение непрерывной продувки устанавливается после стабилизации качества питательной воды и пара в пределах норм ГКД 34.20.507 [2].
3.1.11 При подключении ПВД и ПНД по пару, необходимо проконтролировать качество конденсата греющего пара ПВД и ПНД. Оно должно быть таковым, чтоб не ухудшалось качество питательной воды: Fe < 300 мкг/дм3, SiО2 < 70 мкг/дм3, æн ≤ 1,5 мкСм/см. Если качество конденсата греющего пара не соответствует нормам, то необходимо продолжить паровую промывку ПВД или ПНД соответственно.
После подачи пара на турбину и подключения ПНД и ПВД по пару в случае ухудшения качества основного конденсата (Ж > 1 мкг-экв/дм3) необходимо принять меры к выводу из цикла грязного конденсата. Сброс конденсата осуществляется до снижения жесткости конденсата до 1 мкг-экв/дм3, при этом содержание натрия и кремнекислоты в нем должно быть таким, чтоб не ухудшалось качество питательной воды.
3.1.12 Отмывка парового пространства бойлеров при включении их в работу ведется при ее необходимости со сбросом в дренаж до получения в сбросной воде концентрации жесткости, натрия, кремнекислоты, не ухудшающей качество питательной воды.
Во время растопки следует осуществлять контроль качества воды в дренажных баках, не допуская при этом ухудшения качества питательной воды. При ухудшении качества воды в дренажных баках ее необходимо направить либо в дренаж, либо на очистку.
В первые трое суток с момента достижения номинальных параметров допускается превышения эксплуатационных норм по железу, меди, кремнекислоте, общей жесткости, но не более чем на 50 %.
3.2 Этапы водных отмывок
Водные отмывки могут включать в себя несколько этапов. Необходимость выполнения тех или иных этапов для конкретной промывки обусловливается степенью загрязненности пароводяного тракта и температурой металла. Наибольшая загрязненность обычно имеет место после монтажа или капительного ремонта блока. В этом случае водная отмывка и сопутствующие ей мероприятия должны включать следующие основные этапы:
- отмывка конденсатного тракта до полной прозрачности сбросной воды;
- отмывка питательного тракта до полной прозрачности сбросной воды;
- циркуляция воды по замкнутому контуру;
- размыкание этого контура со сбросом воды из котла в циркводовод;
- механическая очистка деаэратора и конденсатосборников конденсатора от накопившихся в них осевших продуктов коррозии и грязи (этот вид очистки целесообразно производить не только после капитальных ремонтов, но и профилактически 1-2 раза в год, в зависимости от качества водного режима);
- промывка пусковых и других впрысков.
Перед включение в работу подогревателей высокого давления целесообразно производить их отмывку по паровой стороне со сбросом его дренажей в циркводовод; отмывка ПНД по паровой стороне проводится в один этап при сниженной нагрузке блока. Отмывку ПВД и ПНД по паровой стороне необходимо проводить до содержания в сбросной воде ионов жесткости, натрия и кремнекислоты не ухудшающего качества питательной воды.
Не реже одного раза в год рекомендуется производить водную отмывку пароперегревателей. Для этого должна быть специальная схема со сбросом среды после пароперегревателей в циркводовод. Промежуточный пароперегреватель может быть промыт также влажным паром с использованием для увлажнения пара установленных в пароперегревателе впрысков.
После каждого капитального ремонта необходимо производить продувку пароперегревателей максимально возможным расходом пара.
Для эффективной отмывки парового пространства ПВД перед включением его в работу должна быть предусмотрена специальная схема сброса дренажей на циркводовод. При отсутствии такой схемы загрязненные дренажи приводят к существенному ухудшению водного режима блока и может потребоваться специальная механическая очистка деаэратора блока от осевших из дренажей ПВД взвесей. Для ускорения нормализации водно-химического режима рекомендуется после капитального ремонта блока производить механическую очистку парового пространства ПВД. Эта очистка может быть проведена путем обдувки поверхностей металла сжатым воздухом.
При пуске энергоблока из горячего и неостывшего состояния время на проведение операций отмывки тракта высокого и низкого давления может сокращаться.
3.3 Технологические операции, рекомендуемые при проведении водных отмывок после длительных остановов энергоблоков
После длительных остановов энергоблока рекомендуется проводить следующие предпусковые операции:
- заполнение конденсатора (если это нужно) насосами от БЗК;
- циркуляция конденсата с максимально возможным расходом по схеме: конденсатор, ПС-50, КЭН, конденсатор.
Цель операции: удалить с поверхности оборудования слобосцепленную с ней часть отложений; вывести накопившиеся загрязнения из застойной зоны конденсатосборника;
- опорожнение конденсатора (сброс грязного конденсата, если в этом есть необходимость по результатам анализов) и повторное заполнение конденсатора.
Цель операции: вывести загрязнения из промываемого контура.
- опорожнение деаэратора.
Цель операции: создать условия для того, чтобы в него можно было промыть тракт основного конденсата максимально возможным расходом конденсата.
- промывка тракта основного конденсата в деаэратор максимально возможным расходом конденсата с одновременным дренированием и заполнением деаэратора по схеме: насосы БЗК, конденсатор, тракт основного конденсата, деаэратор.
Цель операции: удалить с поверхности оборудования слобосцепленную с ней часть отложений.
- опорожнение деаэратора (сброс грязного конденсата, если в этом есть необходимость по результатам анализов) и повторное заполнение деаэратора.
Цель операции: вывести загрязнения из промываемого контура.
- рециркуляция с максимально возможным расходом конденсата по схеме: деаэратор, ПЭН, деаэратор с одновременной деаэрацией воды.
Цели операции: удалить с поверхности оборудования слобосцепленную с ней часть отложений; вывести накопившиеся загрязнения из застойной зоны бака-аккумулятора деаэратора; подготовка к промывке тракта питательной воды и заполнению котла.
- опорожнение деаэратора (сброс грязного конденсата, если в этом есть необходимость по результатам анализов) и повторное заполнение деаэратора с последующей рециркуляцией и деаэрацией конденсата до содержания кислорода не более 50 мкг/дм3.
Цель операции: вывести загрязнения из промываемого контура.
- опорожнение деаэратора.
Цель операции: создать условия для того, чтобы в него можно было промыть тракт основного конденсата максимально возможным расходом конденсата.
- промывка тракта основного конденсата в деаэратор максимально возможным расходом конденсата с одновременным дренированием и заполнением деаэратора по схеме: насосы БЗК, конденсатор, тракт основного конденсата, деаэратор.
Цель операции: удалить с поверхности оборудования слобосцепленную с ней часть отложений.
- опорожнение деаэратора (сброс грязного конденсата, если в этом есть необходимость по результатам анализов) и повторное заполнение деаэратора.
Цель операции: вывести загрязнения из промываемого контура.
- рециркуляция с максимально возможным расходом конденсата по схеме: деаэратор, ПЭН, деаэратор с одновременной деаэрацией воды.
Цели операции: удалить с поверхности оборудования слобосцепленную с ней часть отложений; вывести накопившиеся загрязнения из застойной зоны бака-аккумулятора деаэратора; подготовка к промывке тракта питательной воды и заполнению котла.
- опорожнение деаэратора (сброс грязного конденсата, если в этом есть необходимость по результатам анализов) и повторное заполнение деаэратора с последующей рециркуляцией и деаэрацией конденсата до содержания кислорода не более 50 мкг/дм3.
Цели операции: вывести загрязнения из промываемого контура; подготовка к промывке тракта питательной воды и заполнению котла.
- опорожнение котла (если котел был заполнен, например, консервирующим раствором).
Цель операции: создать условия для того, чтобы в него можно было промыть тракт питательной воды максимально возможным расходом конденсата.
Примечание. Если не сделать максимальный расход, то частички взвесей могут осесть в водяном экономайзере и в последующем после опорожнения котла эти частицы сохраняют в себе влагу и могут служить очагами стояночной коррозии.
- промывка максимально возможным расходом конденсата тракта питательной воды в котел с одновременным его дренированием и заполнением по схеме: насосы БЗК, конденсатор, тракт основного конденсата, деаэратор, тракт питательной воды, котел с одновременным дозирование гидразина и аммиака на всас ПЭН.
Цель операции: удалить с поверхности оборудования слобосцепленную с ней часть отложений.
Примечание. Если производится пуск энергоблока из неостывшего или из горячего состояния, то операции по дренированию деаэратора и котла не выполняются в связи с ограничениями по температуре.
4 Особенности коррекции ВХР в пусковой период
4.1 Обработка котловой воды фосфатами
Фосфатирование проводится для предотвращения образования на поверхностях нагрева котла различного типа накипей, а также для снижения коррозионной агрессивности котловой воды за счет поддержания величины рН (для котловой воды чистого отсека ≥ 9,0, а для котловой воды соленых отсеков ≤ 11,0).
При обработке котловой воды фосфатами необходимо учитывать, что наименьшей скорости коррозии металла в котловой воде отвечает молекулярное соотношение:
(Na+/PO43-) = ((2.7÷3.2)/1)
или массовое соотношение:
(Na/ PO4) = (0,65÷0,77).
При приготовлении рабочего раствора из товарного тринатрийфосфата массовое соотношение (Na/PO4) нередко оказывается ниже 0,65 ввиду того, что товарный продукт содержит некоторое количество Nа2НPO4. Поэтому рекомендуется выполнять входной контроль товарного Nа3PO4, на соответствие его указанным соотношениям, а также иметь в наличии едкий натр, для коррекции рН котловой воды в случае необходимости, особенно в периоды пусков.
4.2 Обработка питательной воды гидразином
Коррекционная обработка питательной воды гидразином проводится для снижения скорости коррозии в питательном тракте за счет связывания гидразином остатков кислорода после деаэратора 6 ата и восстановления на поверхностях питательного тракта оксидов железа и меди. При работе энергоблока в стационарном режиме содержание гидразина в питательной воде составляет 20 – 60 мкг/дм3.
При пусках и остановах котлов гидразинная обработка производится для пассивации поверхностей нагрева экономайзера и испарительной части котла. При высоких температурах под воздействие гидразина на поверхности металла образуется защитная оксидная пленка магнетита. При этом часть имеющихся оксидов железа и меди за счет восстановления их до закисных и металлических форм и образования комплексных форм теряет прочную связь с металлом и удаляется с поверхности нагрева. Поэтому при пусковых режимах, а также во время останова котла рекомендуется поддерживать повышенные концентрации гидразина. При этом допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм3.
При раздельной схеме дозирования гидразина и аммиака насос-дозатор гидразина следует включать при заполнении котла деаэрированной водой сразу с включением ПЭНов. После заполнения котла водой и останова ПЭНов необходимо временно отключить насос-дозатор гидразина и затем включить его при расходе питательной воды, равном примерно 30 % от номинала.
4.3 Обработка питательной воды аммиаком
Обработка питательной воды аммиаком производится для снижения коррозии металла конденсатно-питательного тракта путем поддержания рН питательной воды в пределах (9,1 ± 0,1). Снижение значения рН интенсифицирует коррозию стали конденсатно-питательного тракта при этом большинство продуктов коррозии в условиях работы котла высокого давления отлагается на поверхностях нагрева, практически не удаляясь с непрерывной продувкой. В то же время, повышение значения рН, вызванное передозировкой аммиака, приводит к коррозии медьсодержащих сплавов конденсатного тракта, особенно при увеличении в этом тракте содержания кислорода.
При пуске энергоблока начинать коррекционную обработку питательной воды аммиаком рекомендуется при ее расходе в период растопки котла около 30 % от номинала, если при этом значение рН питательной воды не снижается ниже установленных норм (9,1 ± 0,1).
При совместном дозировании гидразина и аммиака, которое используется на Кураховской ТЭС, дозирование гидразинно-аммиачной смеси начинается при включении ПЭНов, как при операции заполнения котла деаэрированной водой, так и при работе котла.
5 Объем химического контроля при пуске энергоблока
Объем и периодичность химического контроля во время пуска энергоблока приведены в режимной карте ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока 200 МВт после останова на трое и более суток (холодное состояние) и в режимной карте ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока после простоя менее трех суток (приложение А).
Выводы
1. Разработанная режимная карта ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока после простоя более трех суток, представленная в приложении А, регламентирует проведение предпусковых и пусковых операций, связанных с ВХР, в соответствии с требованиями CОУ-Н ЕЕ 37.306 [1]. Эти требования и отвечающий им объем химического контроля распространяются на операции, осуществляемые после простоя котла в течение трех и более суток. При пусках после простоев котла от нескольких часов (пуски из горячего резерва, имеющий массовый характер на Кураховской ТЭС) до 2—3 дней, объем химического контроля сокращается в соответствии с рекомендациями режимной карты ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока после простоя менее трех суток, приведенной в приложении А.
2. Типичной особенностью ВХР в период пусков является постепенное нарастание во всех пробоотборных точках содержания примесей (железа, меди, кремнекислоты), которое продолжается вплоть до выхода энергоблока на стационарную (постоянную) нагрузку. В данный период происходит переход в теплоноситель слабосцепленных с поверхностью металла отложений, а также частичная самопромывка проточной части турбин.
Однако при обычном химическом контроле, результаты которого представлены в таблицах приложения Б, эти особенности в существенной мере сглажены из-за непредставительности проб, отбираемых в пусковой период.
3. Непредставительность проб, отбираемых в пусковой период обусловлена рядом факторов:
- в пробопроводных трубках происходят процессы перераспределения примесей между средой и имеющимися на поверхности трубок отложениями и эти процессы прекращаются (вернее, стабилизируются) примерно лишь через два часа после установления стационарного режима;
- переход ряда примесей из отложений в пробу в пусковой период имеет дискретный характер (переход в пробу частичек отложений), что наиболее характерно для соединений железа, а также меди.
4. Представленные в Таблицах В.1 – В.9 результаты химических анализов проб в период пусков энергоблоков характеризуются следующими основными особенностями:
- жесткость проб питательной воды находилась на уровне значений, регламентируемых для стационарного режима;
- жесткость проб конденсата в ряде случаев превышала регламентируемые стационарные значения в несколько раз, однако такое превышение носило кратковременный характер;
- рН и солесодержание проб питательной воды находились в основном в пределах норм для стационарного режима;
- рН проб котловой воды иногда снижался до 9-ти, но оставался на уровне, допустимом для пускового режима;
- кремнесодержание проб котловой и питательной вод временами превышало до двух раз предельно допустимые значения для стационарного режима, что также является допустимым для пускового периода (кремнесодержание проб паров при этом в основном не превышало нормы стационарного режима);
- содержание меди в пробах конденсата турбин колебалось от нескольких мкг/кг до десятков мкг/кг;
- содержание железа в пробах колебалось от нескольких мкг/кг до сотен мкг/кг;
- содержание кислорода в питательной воде не превышало норму для стационарного режима;
- содержание кислорода в турбинном конденсате при выходе на нагрузку энергоблока 100 и более МВт в среднем снижалось от 200 мкг/кг до 100—80 мкг/кг через час работы энергоблока и до 20 мкг/кг через два часа его работы.
Большой разброс значений содержания меди и в особенности содержания железа объясняется вышеуказанным фактором непредставительности проб, отбираемых в период пуска энергоблока.
5. В работе рассмотрены также вопросы ведения ВХР при стационарных нагрузках энергоблоков в той мере, в какой эти вопросы связаны с особенностями ВХР в пусковой период. В частности, для стационарного режима установлены предельно допустимые значения кремнесодержания питательной воды, на основе которых построены нормы на кремнесодержания, контролируемые в пусковой период.
6. Все показатели водно-химического режима при стационарных нагрузках энергоблоков находятся, согласно эксплуатационным данным, в пределах, регламентируемых нормами ГКД 34.20.507 [2]. Основной особенностью ВХР котлов Кураховской ТЭС при этих нагрузках является повышенный в сравнении с котлами аналогичного давления на других ТЭС вынос соединений кремнекислоты из котловых вод в пар.
7. Причиной отмеченной особенности ВХР может быть относительно низкий реальный (отвечающий давлению и температуре в барабане котла) рН котловых вод, что, в свою очередь, может быть связано с наличием в питательной и котловых водах органических соединений, поступающих в пароводяной цикл с подпиточной водой.
Одним из невыясненных вопросов рационального ведения ВХР энергоблоков Кураховской ТЭС является влияние этих органических соединений на надежность ВХР в периоды стационарных нагрузок энергоблоков и в особенности в периоды их пусков.
Рекомендации
1. При пуске энергоблока после его простоя в течение более трех суток химический контроль пуска осуществлять в соответствии с режимной картой ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока после простоя более трех суток, представленной в приложении А.
2. При пуске энергоблока после его простоя в течение менее трех суток, включая пуски из горячего резерва, химический контроль пуска осуществлять в соответствии с режимной картой ведения и контроля водно-химического режима при пусках энергоблока после простоя более трех суток, представленной в приложении А.
3. При систематическом превышении указанных в режимных картах граничных значений содержания железа и меди в пробах осуществлять предпусковые и профилактические мероприятия, изложенные в разделе 3.
4. В связи с отмеченными ранее наличием в теплоносителе органических соединений и их возможным воздействием на ВХР, в период пуска котла осуществлять постоянный контроль рН котловых вод, чтобы при необходимости обеспечивать своевременный ввод в котловую воду твердой щелочи. Для этой цели используется NaOH. Фосфаты в больших дозах на данный период не рекомендуются. Однако при этом необходимо иметь ввиду, что радикальные негативные последствия для котла могут возникать не из-за временной передозировки фосфатов, а из-за чрезмерного понижения рН котловых вод, которое может возникнуть из-за воздействия на этот показатель органических соединений.
5. В дальнейшем провести работы по определению влияния присутствующих в параводяном цикле ТЭС органических соединений на надежность работы энергетических котлов, а также определению возможностей повышения этой надежности в части, зависящей от ведения ВХР.
Перечень ссылок:
1. СОУ-Н ЕЕ 37.306:2007 Нормативний документ. Організація та обсяг хімічного контролю водно-хімічного режиму на теплових електростанціях. Положення. К: Об'єднання енергетичних підприємств «Галузевий резервно-інвестиційний фонд розвитку енергетики», 2008.
2. ГКД 34.20.507 Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила. К: Объединение энергетических предприятий «Отраслевой резервно-инвестиционный фонд развития энергетики», 2003. – 32 с.
Приложение Б
Водно-химический режим энергоблоков 200 МВт в условиях
стационарных нагрузок
По результатам компьютерной обработки предоставленных Кураховской ТЭС данных водно-химический режим энергоблока 200 МВт характеризуется следующими усредненными показателями, приведенными в таблице Б.1:
Таблица Б.1 – Показатели качества технологических потоков
где Kr=КВсо/КВчо= Ссо/Счо - кратность упаривания;
Kit=100*Сп/(0.9*Счо+0.1*Ссо) - итоговый коэффициент выноса из котловых вод в пар;
Z - параметр, характеризующий эффективность ступенчатого испарения, о котором будет сказано ниже.
Кроме того, имеют место следующие усредненные показатели:
Питательная .вода:
Все показатели находятся в пределах норм ГКД 34.20.507 [2].
Баланс поступления-удаления твердых примесей в котле характеризуется следующими показателями:
- количество примеси, поступающее в котел:
Fe Cu
Gпв, г/ч 6.321 2.352
- количество примеси, удаляемое непрерывной продувкой:
Gy, г/ч 0.102 0.033
-количество примеси, переходящее в пар:
Gпар, г/ч 5.001 2.031
- количество примеси, остающееся в котле:
dКотл=Gпв-Gy-Gпар, г/ч 1.218 0.288
dКотл, кг/год 13.64 2.875
dКотл, г/(м2*год) 7.105 1.498
Таким образом, скорость роста отложений в экранных трубах по этим данным невысока и основной вклад в загрязненность экранных труб, видимо, следует отнести на нестационарный режим.
Обращает на себя внимание большая разница в значениях параметра Kr по гидратной и общей щелочности - 4.57 и 2.93 соответственно. Это может свидетельствовать о процессах преобразования примесей, находящихся в котловой воде (возможно, нежелательных процессов), что требует дополнительного изучения.
Значение итогового коэффициента выноса Kit для соединений кремнекислоты, равное 7.51%, примерно в два раза превышает обычное значение Kit для котлов с аналогичными давлением в барабане и рH проб котловых вод. Этому обстоятельству может соответствовать несколько объяснений, но наиболее вероятная причина заключается в том, что реальное значение рH котловой воды является заниженным, хотя это не замечается по рH охлажденных проб. Такая причина может быть связана со специфическим составом примесей, поступающих в котел с питательной водой. В результате трансформации этих примесей может происходить понижение реального значения котловой воды, вместе с этим увеличивается доля молекулярной (недиссоциированной) формы кремнекислоты и, соответственно, возрастает значение избирательного уноса соединений кремнекислоты в пар.
Иначе говоря, повышение значения Kit может служить индикатором понижения реального рH котловой воды, что может быть связано и с негативными последствиями для экранных труб, в особенности в нестационарных режимах работы оборудования. Данное обстоятельство следует иметь ввиду, особенно при ведении ВХР в период пусков-остановов котлов. В качестве стандартного средства против возможных негативных последствий в аналогичных случаях обычно предусматривается использование корректирующего добавка в котловую воду NaOH.
Значение Kit используется для расчета нормативного кремнесодержания котловой воды:
Kit = 100*Сп/(0.9*Счо+0.1*Ссо) = 100*Cп/Скв~, (Б.1)
где Cкв~=0.9*Счо+0.1*Ссо - средневзвешенное кремнесодержание котловой вод
Из этого уравнения находим:
Cкв~=100*Сп/Kit (Б.2)
Подставляя нормативное значение Сп=15 мкг/кг и определенное ранее значение Kit=7.51, получим нормативное значение Cкв~, обеспечивающее получение пара с нормативным содержанием (15 мкг/кг) в нем кремнекислоты в пересчете на SiO2:
Cкв~=100*15/7.51 = 200 мкг/кг (Б.3)
Параметр Z разработан в ДонОРГРЭС и опубликован в технической литературе. Он выражается через показатели Kr и у (у - размер непрерывной продувки в процентах от паровой нагрузки котла):
Z=Kr*(1+y*((Kr-1)/Kr)^2) (Б.4)
"^" - знак возведения в степень.
Для инертной (не летучей в пар и не осаждающейся из котловой воды) примеси значение Z характеризует эффективность работы ступенчатого испарения. Здесь можно отметить, что значение Z для фосфатов, равное 10.95, является довольно высоким и свидетельствует об относительно небольших перетоках котловых вод из циклонов в чистый отсек. Полезным применением параметра Z для кремнекислоты является возможность расчета на его основе параметра Kr в довольно широком диапазоне непрерывной продувки:
Kr=(y+Z/2)/(1+y)+(((y+Z/2)/(1+y))^2-y/(1+y))^0.5 (Б.5)
Далее на основе Kr=f(y) и Kit определяем предельно допустимые значения кремнесодержания питательной воды при разных значениях размера непрерывной продувки. При найденных ранее для кремнесодержаний значениях Z=5.34 и Kit=7.51 по соответствующей программе расчетов находим предельно допустимое значение кремнесодержания питательной воды. Результаты расчетов приведены в таблице Б.2.
Таблица Б.2
Рисунок Б.1 – Зависимость кратности Рисунок Б.2 – Зависимость величины пре-
упаривания от величины продувки дельного кремнесодержания питатель- ной воды от величины непрерывной продувки
Результаты проведенных расчетов показали, что такое соотношение значений рH возможно при практическом отсутствии в парах соединений углекислоты. В то же время электропроводность H-катионированной пробы паров, равная 0.847 мкСм/см, свидетельствует о наличии в парах соединений углекислоты в количестве примерно 0.55 мг/кг в пересчете на CO2. Возможной причиной расхождений в результатах расчетов является наличие в питательной воде и в парах органических веществ, что требует дополнительного изучения вопроса.
В рамках данного рассмотрения, помимо вышеприведенных данных (выборочные данные по 3-му энергоблоку за 2008г.), были также проанализированы среднемесячные эксплуатационные данные за период 2002--2007гг. по 3, 4 и 8-му энергоблокам, а также частично по другим энергоблокам.
Эти данные в основном подтверждают предыдущие результаты. В среднем несколько выше, примерно в три раза, получилась доля осаждающихся в котле соединений железа и меди, однако по балансу примесей она остается в стационарном режиме очень небольшой. Средний уровень концентраций SiO2, Fe и Cu в котловых водах в пределах разброса данных можно считать примерно таким же, как и по данным за 2008г, причем это относится и к периоду 2004--2005гг., когда на ТЭС использовался КР "эпурамин" для коррекции ВХР (таблица Б.3):
Таблица Б.3
Обращает на себя внимание поведение солей жесткости Kr_Ж=Жсо/Жчо. Зависимость кратности упаривания от содержания солей жесткости в чистом отсеке приведена на рисунке Б.3 :
Рисунок Б.3 – Зависимость кратности упаривания солей жесткости от содержания солей жесткости в котловой воде чистого отсека
Характер изменения показателя Kr_Ж говорит о каких-то сложных процессах, происходящих в водном объеме котла.
Необычным также является то обстоятельство, что итоговый коэффициент выноса кремнекислоты из котловых вод в пар остается примерно одинаковым как при эпураминном, так и традиционном ВХР:
Kit около 10%, тогда как обычно, например на Кременчугской ТЭС, коэффициент Kit возрастает в два-три раза после перехода с традиционного на полиаминный ВХР.
Указанные особенности поведения примесей в котловой воде и парах могут быть связаны с большим количеством органических соединений, поступающих в пароводяной цикл ТЭС с добавочной водой. В конце периода ведения эпураминного ВХР одной из припортовых лабораторий был проделан количественный анализ проб станционных вод, отобранных на Старобешевской и Кураховской ТЭС. В ДонОРГРЭС при этом был осуществлен балансовый анализ поступления-удаления примесей станционных вод в пароводяном цикле ТЭС. В частности было отмечено следующее:
1. Органические соединения в форме IC (общего неорганического углерода) удаляются в осветлителях примерно на 98%, а в форме ТОС (общего органического углерода) - на несколько более 50%.
2. Результаты сравнения соотношений дистиллят/хим.вода по натрию и по органическим соединениям говорят о том, что последние переходят в пар испарителя в подавляющем преимуществе не по механизму капельного выноса, а по избирательному механизму. Итоговый избирательный вынос из концентрата испарителя в его пар можно оценить, как находящийся примерно на уровне 50%, т.е. на уровне, превышающем итоговый вынос по натрию в десятки раз.
3. В пароводяном тракте органические соединения присутствуют в основном в форме ТОС (общего органического углерода). Причем, при вводе КР примерно половина этих соединений обусловлена вводом комплексного реагента, а другая половина - органическими соединениями, находящимися в исходной воде.
4. Соотношение пар/питательная вода для формы IC, превышающее единицу, говорит о том, что часть органических соединений в форме ТОС, видимо, разлагается в котле с образованием более простых соединений, что и приводит к увеличению содержания в паре органических соединений в форме IC.
5. Общий итоговый вынос органических соединений в пар по отношению к питательной воде для формы ТОС составляет около 100% при вводе КР и лишь около 70% - в отсутствие ввода КР. Это говорит о том, что органические соединения, поступающие в пароводяной цикл энергоблоков за счет исходной воды, или часть этих соединений являются менее летучими, чем органические соединения, обусловленные вводом КР. А меньшая летучесть примесей связана с большей возможностью их выделения в пароперегревателе и в проточной части турбин, в особенности при неизбирательном загрязнении пара котловой или питательной водой.
6. Итак, до 50% от общего количества органических соединений при полиаминных ВХР поступало в пароводяной цикл Старобешевской и Кураховской ТЭС из исходной воды, проходя осветлители, механические фильтры, двуступенчатую натрий-катионитовую установку и переходя из концентрата испарителей во вторичный пар.
Возвращаясь к текущим вопросам ВХР Кураховской ТЭС, можно отметить следующее. Главный вывод из рассмотренных выше материалов заключается в том, что водно-химический режим Кураховской ТЭС имеет некоторые специфические особенности, которые могут оказаться неблагоприятными по воздействию на оборудование, работающего в режиме стационарных нагрузок и/или при пусках остановах.
Представляется целесообразным провести в этом плане детальный анализ ВХР энергоблоков Кураховской ТЭС, например в течение года с применением водородомера (для оценки коррозионных процессов), изменением режима коррекции котловых вод и т.д.