Водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ

СОДЕРЖАНИЕ

РЕФЕРАТ

ПЕРЕЧЕНЬ ЛИСТОВ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

ПЕРЕЧЕНЬ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ И СИМВОЛОВ

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ОПИСАНИЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ТЭ

1.1 Этапы развития Свердловской ТЭЦ

1.2 Тепловая схема

1.3 Характеристика основного оборудования

1.4 Характеристика вспомогательного оборудования

1.5 Система водоснабжения Свердловской ТЭЦ

1.5.1 Технологическая схема ОХВО

1.5.2 Схема движения воды и пара энергетического контура

1.5.3 Схема движения воды первого теплотехнического контура

1.5.4 Схема движения воды второго теплотехнического контура

1.6 Технико-экономические показатели Свердловской ТЭЦ

1.7 Топливное хозяйство

2. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ. АНАЛИЗ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО КОНТУРА ГВС-5 ОЧЕРЕДИ

2.1 Введение

2.2 Показатели качества исходной и подпиточной воды

2.3 Схема подготовки подпиточной воды

2.4 Анализ качества подпиточной воды

2.4.1 Ингибирование

2.4.2 Декарбонизация

2.4.3 Деаэрация

2.4.4 Подщелачивание

2.5 Анализ качества сетевой воды и состояния оборудования

3. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Эффективность работы водогрейных котлов №3 и №13

3.2 Выводы

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ

4.1 Введение

4.2 Безопасность проекта

4.2.1 Состояние воздуха рабочей зоны

4.2.2 Освещенность рабочего места

4.2.3 Уровень шума

4.2.4 Уровень вибрации

4.2.5 Электробезопасность

4.2.6 Энергетические воздействия

4.2.7 Эргономика рабочего места

4.3 Экологичность проекта. Влияние негативного воздействия оборудования рабочего места на работающего

4.4 Прогнозирование чрезвычайных ситуаций

4.4.1 Возможные чрезвычайные ситуации техногенного и природного характера на данном рабочем месте

4.4.2 Структура органов ГО и ЧС Свердловской ТЭЦ

4.4.3 Пожарная безопасность

4.4.4 Выводы

5. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

РЕФЕРАТ

В настоящее время главным условием выживания на рынке тепла и электроэнергии является наличие у предприятия автоматизированной системы контроля, соответствующей современным требованиям. Такая система должна помогать предприятию вести анализ теплотехнических и технико-экономических показателей с целью снижения затрат на производство теплоносителя и совершенствовать его контроль с целью снижения негативного влияния на состояние внутренней поверхности теплотехнического оборудования.

В дипломном проекте проанализированы: водно-химический режим и состояние оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской ТЭЦ. В результате анализа выявлено, что: водоснабжение контур теплоэлектроцентраль

· в связи с отсутствием организации автоматического контроля значения водородного показателя, корректировка подпиточной воды осуществляется не оперативно;

· имеют место проблемы, связанные с ухудшением качества сетевой воды, особенно в период пуска теплосети, что приводит к снижению КПД и как следствие этого возникает необходимость в совершенствовании диагностики внутренних поверхностей оборудования.

В проекте предложен ряд мероприятий, которые позволят оценить качество теплоносителя, а также состояние поверхностей нагрева теплотехнического оборудования.

В организационно - экономической части произведен расчет экономической неэффективности работы котла при снижении его КПД на 0,84%.

Данная работа может служить основой для последующего совершенствования химико - технологического мониторинга на Свердловской ТЭЦ.

Пояснительная записка - 74 страницы Графические документы - 10 листов.

ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКИХ ДОКУМЕНТОВ

Наименование документа	Обозначение документа	Фор- мат	Примечание
Текстовые документы:
Пояснительная записка	140101 000000 002 ПЗ	А4	74 листа
Графические документы:
Тепловая схема Свердловской ТЭЦ	140101 000000 001 Р3	А1	1 лист
Принципиальная схема водоподготовки ГВС-5 очереди Свердловской ТЭЦ	140101 000000 002 Р3	А1	1 лист
Изменение жесткости в исходной и подпиточной воде в различные периоды года	140101 000000 003	А1	1 лист
Зависимости между содержанием СО2 в деаэрированной воде и расходом щелочи на корректировку рН	140101 000000 004	А1	1 лист
Коррозионная устойчивость вод с содержанием CL? 15-50 мг/дмі	140101 000000 005	А1	1 лист
Доля подпиточной воды в общем объеме прямой сетевой воды Свердловской ТЭЦ	140101 000000 006	А1	1 лист
Значение рН в технологических водах	140101 000000 007	А1	1 лист
Фазовый анализ отложений водогрейного котла №13	140101 000000 008	А1	1 лист
Изменение содержания железа в различных потоках теплофикационного контура ГВС-5 очереди	140101 000000 009	А1	1 лист
КПД водогрейных котлов и количество соединений железа, осажденных в котле	140101 000000 010	А1	1 лист

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ, СИМВОЛЫ И СОКРАЩЕНИЯ

АРМ-	Автоматизированное рабочее место
ВВП-	Водоводяной подогреватель
ВК-	Водогрейный котел
ВПУ-	Водоподготовительная установка
ВХР-	Водно-химический режим
ГВС -	Горячее водоснабжение
ИОМС-	Ингибитор отложений минеральных солей
КИП-	Контрольно-измерительный прибор
КПД -	Коэффициент полезного действия
ЛХК -	Лабораторный химический контроль
NaOH -	Натрия гидроокись
НТД -	Научно-техническая документация
ПВП -	Пароводяной подогреватель
ПТЭ -	Правила технической эксплуатации
РД -	Регламентирующий документ
РОУ Редукционно охладительная установка
рН-	Водородный показатель
СО2-	Двуокись углерода, мг/дмі
СХТМ -	Система химико-технологического мониторинга
SOІЇ4-	Cульфат ион, мг/дмі
С/С -	Солесодержание, мг/дмі
ТГ - Турбогенератор
ТЭП -	Технико-экономический показатель
ТЭС -	Тепловая электрическая станция
ТЭЦ -	Тепловая электрическая централь
СL?-	Хлорид ион, мг/дмі
УГВС -	Установка горячего водоснабжения
УЗТМ - Уральский завод тяжелого машиностроения
ХЦ -	Химический цех

ВВЕДЕНИЕ

Тепловые электроцентрали (ТЭЦ) обеспечивают комбинированное снабжение потребителей электрической и тепловой энергией с использованием отработавшего тепла от паровых турбин и относятся к категории весьма сложных объектов управления.

Выработка энергии обуславливается надёжностью работы оборудования станции, которая для тепловых энергоустановок в значительной мере зависит от организации водно-химического режима (ВХР). Под понятием водно-химического режима обычно понимают чистоту теплоносителя в отдельных агрегатах и частях тракта станции. ВХР должен быть организован так, чтобы свести к минимуму образование отложений в оборудовании, вызывающих: для поверхностей нагрева - ухудшение теплопередачи, в результате которого увеличивается температура уходящих газов, что приводит к снижению з (КПД) котельного агрегата и станции в целом, также - повышение температурных напряжений металла труб, что может привести к аварийному останову котлоагрегата.

Получение теплоносителя, качественный состав которого обеспечивает коррозионную стойкость поверхностей нагрева основного оборудования, соприкасающегося с водой, является одной из основных задач обеспечения экономичной и надёжной эксплуатации электростанций. Одним из основных средств достижения поставленной задачи является комплексная организация автоматического непрерывного и лабораторного периодического контроля и управления качеством воды.

Для надёжного ведения ВХР, определяющим является выбор целесообразного объёма автоматически контролируемых показателей качества теплоносителя, а также технических средств, реализующих автоматизированные системы контроля и управления. Программное обеспечение позволит оперативному персоналу на автоматизированных рабочих местах (АРМ) получать на экране мониторов информацию о состоянии ВХР в виде цифровых значений, графиков, трендов, текстов. При отклонении значений контролируемых показателей от заданных срабатывает предупредительная и аварийная сигнализации. Применение автоматизированных систем корректировки теплоносителя и контроля ВХР, позволяет своевременно выявлять и устранять возникающие при эксплуатации нарушения и предотвращать развитие коррозионных повреждений и аварийных остановов оборудования из-за нарушений ВХР.

Необходимо на местах внедрять программу обработки химических и теплотехнических показателей состояния поверхностей нагрева котлов для расчёта их ожидаемого промывочного периода, оценки ресурса поверхностей нагрева и характера возможных коррозионных повреждений. Эти параметры оцениваются с учётом длительности и числа отклонений значений ряда показателей качества воды от нормированных значений и теплового режима работы экранных труб.

Таким образом, разработку и реализацию автоматизированных систем контроля и управления ВХР следует предусматривать в планах перевооружения ТЭС. В энергосистемах необходимо осуществлять обязательное планирование и целевое финансирование работ по реконструкции и модернизации установок ВПУ, в том числе коррекционной обработки воды.

1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ. ОПИСАНИЕ СВЕРДЛОВСКОЙ ТЭЦ

1.1 Этапы развития Свердловской ТЭЦ

1930 г. сентябрь - начато строительство ТЭЦ;

9 октября 1931 г. включен в работу котел №1 системы «Sterling» Германия (Q=25 т/ч);

29 декабря 1931 г. включен в работу котел №2 системы «Sterling» Германия (Q=25 т/ч);

1 февраля 1932 г. состоялся пробный пуск турбины №1 типа АПР - 5,12

Этот день считается днем пуска станции;

1932 г. сентябрь - турбины №1 и №2 фирмы «Bergman» введены в постоянную эксплуатацию. Пущены компрессор, тепловозы, бойлерная первой очереди, начата подача пара на кузнечно-прессовый цех, тепла на завод, открыта подстанция №112 - ТЭЦ и соцгород с тремя трансформаторами 5600 кВА;

1935 г. июнь - сдан в эксплуатацию котел №5 типа НЗЛ-800, производительностью 55 т/ч;

1936 г. март - сдан в эксплуатацию котел №7 типа НЗЛ-800, производительностью 55 т/ч;

1938 г. август - включается в работу химводоочистка (ХВО);

1939 г. - сдана в эксплуатацию турбина №3 типа АПР - 12,2.

В послевоенный период ТЭЦ входила в систему завода и именовалась

ТЭЦ-Уралмашзавода. На ТЭЦ работают 7 паровых котлов общей производительностью 273 тонны пара в час и 4 турбины мощностью 28 МВт. ТЭЦ работала как блок-станция;

1942 г. - включены в работу: турбина №4 типа МК-6, котел №6, подстанция «Заводская» 110/6 кВ и трансформаторы №№1,2; подстанция «Литейная» 110/6 кВ и трансформаторы №№1,2;

1954 г. - ввод в эксплуатацию котла №8 типа ТП-150 производительностью 150 т/ч;

1958 г. - введен в эксплуатацию т/г №5 типа ПР-12-35-11/1,2;

1962 г. - введен в эксплуатацию котел №9 ТП-34 типа производительностью 150 т/ч и новое мазутное хозяйство: 2 бака по 500 м3. ГВС увеличена до 600 т/ч;

1963 г. - Постановлением Совета министров РСФСР №1563 от 28 июня 1962 года ТЭЦ Уралмашзавода переведена в систему Свердловэнерго;

1964 г. - введены в эксплуатацию котлы №№10,11 типа ПТВМ-100, сдана в эксплуатацию ОПС «Литейная» 110/6 кВ, два трансформатора - 31,5 МВА, сдана в эксплуатацию ПС «Заводская» 110/6 кВ, два трансформатора - 20 МВА;

1965 г. - демонтаж открытой ПС 35 кВ и перевод ПС на 110 Кв;

1965 г. - ТЭЦ переведена на сжигание природного газа;

1971 г. - демонтированы котлы №1,2,3,4 системы «Sterling»;

1972-1977 гг. - ввод в эксплуатацию котлов №1,2,3,4 типа ПТВМ-100;

1982 г. - строительство пятой очереди Свердловской ТЭЦ;

1982 г. - 50 лет ТЭЦ

На ТЭЦ работало:

пять паровых котлов производительностью 453 т/ч;

шесть водогрейных котлов ПТВМ-100;

ГВС - 600 т/ч;

четыре турбогенератора общей мощностью 34 МВт;

три ОРУ - 110 кВ;

мазутное хозяйство два бака по 500 м3.

1984 г. - начало работы по расширению Свердловской ТЭЦ

- котельная 5 очереди;

- ГВС - 5 очереди;

- ХВО;

1984 г. - сдан в эксплуатацию водогрейный котел №12 типа КВГМ-180 производительностью 180 Гкал в час;

1984 г. - строительство нового мазутного хозяйства;

1984 г. - проведена реконструкция ОРУ-110 ПС ТЭЦ и РУ-6 кВ, включен в работу трансформатор №2 63 МВА;

1985 г. - сдан в эксплуатацию паровой котел №14 типа БКЗ-75;

1985 г. - сдана в эксплуатацию ГВС 5 очереди на 1200 т/ч;

1985 г. - произведена реконструкция ОРУ-110 кВ ТЭЦ;

1985 г. - ПС ТЭЦ - включен в работу трансформатор 110/6;

1986 г. - ввод мазутного хозяйства с тремя баками емкостью по 10000 м3 каждый;

1986 г. декабрь - сдан в эксплуатацию котел №13 КВГМ-180;

1987 г. - сдан в эксплуатацию котел №15 типа БКЗ-75 производительностью 75 т/ч;

1989 г. - сдан в эксплуатацию котел №16 типа БКЗ-75 производительностью 75 т/ч;

1990 г. - сдан в эксплуатацию котел №17 типа БКЗ-75 производительностью 75 т/ч;

1998 г. - ввод в эксплуатацию ТГ-2 типа ПР-12-3,4-1,0/0,1.

1.2 Тепловая схема

Свердловская ТЭЦ - это электростанция с поперечными связями, которая развивалась как мощный теплофикационный комплекс, предназначенный для отпуска электроэнергии и тепла в виде горячей воды и пара.

Для выработки пара на Свердловской ТЭЦ установлены два котлоагрегата типа НЗЛ-800 (ст.№ № 5,7) производительностью 58т/ч каждый, котел типа ТП-150 (ст.№8), котел типа ТП-34 (ст.№9) производительностью 150 т/ч каждый, четыре котлоагрегата типа БКЗ-75-39-ГМ (ст.№ № 14, 15,16, 17) производительностью 75т/ч каждый. Острый пар от энергетических котлов подается на противодавленческие турбины, которые имеют производственный отбор пара с параметрами Pп = l,l MПa, tп = 300°C. Сторонним потребителем этого пара является кузнечно-прессовое оборудование УЗТМ (КПЦ-I, КПЦ- II), а также сталелитейное производство. Возвращаемый пар с производства охлаждается химочищенной водой и водой УГВС. Кроме того 126т/ч пара производственного отбора идет на пиковые бойлеры и 7,5т/ч- на собственные нужды. Пар с противодавления с параметрами Pп = 0,13MПa и tп=130°C расходуется в количестве 22,5 т/ч на подогрев сырой воды, 174,2т/ч - на основные бойлера, 203т/ч на УГВС. Энергетические котлоагрегаты (ст.№№ 5,7,8,9,14,15,16,17) работают на два паропровода (Pп=30 ата, tп=400°C), к которым подключены турбоагрегаты (ст.№№ 1,2,3,5) и РОУ (ст.№№ 1,4,6) турбинного цеха и РОУ (ст.№№ 1,5) в котельной V очереди.

Пар из отборов турбины и после РОУ 30/10 выдается по двум выводам на кузнечно-прессовый цех (КПЦ-I и КПЦ-II) и на бойлерную. Пар с давлением 0,12MПa возвращается с завода на ТЭЦ в два коллектора пара. В коллекторы 0,12MПa поступает также пар из противодавления паровых турбин (ст.№ 1,2,3,5) и после РОУ 10/1,3 (ст.№2,5). Пар 0,12MПa используется для подогрева сырой воды, для деаэрации подпиточной воды и на основных бойлерах.

На станции установлено 4 турбоагрегата: типа ПР-5-29/11/1,3 (ст.№1), ПР-12-3,4/1,0/0,1 (ст.№2), ПР-12-29/11/1,3 (ст.№3) и ПР-12-35/11/1,3 (ст.№5).

Кроме производства пара на Свердловской ТЭЦ готовят горячую воду предназначенную для снабжения теплом поселков: Уралмаш - соцгород, Заречный и Сортировочный. Для производства горячей воды на Свердловской ТЭЦ установлены восемь водогрейных котлоагрегата, а подготовка осуществляется в двух теплофикационных контурах: ГВС 2-3 и ГВС -5 очереди.

1.3 Характеристика основного оборудования

Паровые котлы №№ 5,7

НЗЛ-800. вертикальный, водотрубный, трех барабанный с естественной циркуляцией. Рп в барабане-34атм. Тпп -425С. Qпара-58т/ч. поверхность нагрева-800м2. поверхность нагрева экранов: К№5-65м2,К№7-73м2. Поверхность нагрева п/п-285м2. Поверхность нагрева в/э-340м2. Тпв-100С. поверхность нагрева в/п-1704м2. поверхность пароохладителя-11м2. котлы оборудованы 6 газовыми диффузионными подовыми щелевыми горелками производительностью по 800м3/ч.

Паровые котлы №№ 8,9

ТП-150, ТП-34. вертикально-водотрубный, однобарабанный с естественной циркуляцией и двухступенчатым испарением. Рпара-34атм. В барабане и 32 на выходе из п/п. Т п/п-420С. Qпара-150т/ч. поверхность нагрева: в/э-1140м2; п/п-665м2. полный водяной объем котла при нормальном уровне-51,5м3. Тпв-100-104С. Т насыщения при 34атм-240С.

Топливо - природный газ, мазут. Топка оборудована 6 турбулентными г/м горелками с центральным подводом газа. В горелки м/б установлены паро-механические форсунки. П/п вертикального типа. Поверхность нагрева ВП-10464м2 горизонтального змеевидного типа.

Паровые котлы №№ 14-17

БКЗ-75-39ГМ однобарабанный. П-образной компоновки с естественной циркуляцией. Рпара в барабане - 44кгс/см2. Тп/п-440С. Рп/п-39кгс/см2. Тпв-104С. Расход топлива при номинальной нагрузке:

· газ 6000м3/час

· мазута 3,200т/ч

Турбогенератор №1

Паровая турбина типа ПР-5.2-29/11-1.2 типа «целли» фирмы «Вумаг», активная, мощностью 5,2МВт на 3000 об/мин. Рпп-29ата и Тпп-400С. Расход свежего пара-60т/ч. расход пара в противодавлении максимум- 17т/ч минимум-35т/ч. Один регулируемый отбор пара с параметрами: Р-11ата, Т-300С, максимальный расход-43т/ч.

Турбогенератор №2

Паровая турбина типа ПР-12-34-10/1,0 Калужского ТМЗ мощностью 12 МВт (макс 13.2 МВт). Рпп-35ата Тпп-435єC. Расход острого пара до 110т/ч. Производственный отбор - Р-11ата Т-300єС расход пара-50т/ч. Противодавление - Р-1,2 ата макс Т-350єС.

Турбогенератор №3

Одноцилиндровая паровая турбина типа ПР-12-29-11/1,2(Ленинград). Максимально-длительная мощность-12МВт. Рпп-29ата Тпп-400С. Расход острого пара до 180т/ч. регулируемый отбор пара: Р-11ата Т-300С, расход до 120т/ч. Противодавление: Р-0,2-0,35ати, Т-130-150С, максимальная до 180С. минимальный расход пара-15т/ч, максимальный-96т/ч

Турбогенератор №5

Паровая турбина типа ПР-12-35-11/1,2 (ЧССР). Максимально-длительная мощность-12МВт при 3000 об/мин. Регулируемый отбор пара: Р-11ата, Т-300С, расход пара до 65т/ч. Противодавление: Р-0,2ати, Т-130-150С, максимальный расход пара-до 84,5т/ч, минимальный до17,5т/ч, Т-215С.

Водогрейные котлы №№ 1-4

Теплофикационный водогрейный котел ПТВМ-100, башенного типа, водотрубный, радиационный с принудительной циркуляцией. Тепловая производительность 100Гкал/ч. Рраб-16атм. Т воды на входе - не ниже 60С. Т воды на выходе - не выше 150С. Расход воды - 800-1235т/ч. котел работает по 4-х ходовой системе (теплофикационный режим). Водяной объем котла-30м3. Радиационная поверхность нагрева-224м2, конвективная-2960м2. КПД котла:

· на мазуте - 87,3%

· на газе - 93%

Основное топливо-газ, резервное - мазут. Гидравлическое сопротивление котла 0,96атм. Ту.г.-220-230С на мазуте, 205-215С на газе. Vтопки-245м3. Топка оборудована16 г/м горелками по восемь шт. на передней и задней стенках

котла. Расход горелок 800м3/ч каждая. Расход вентилятора - 10000м3/ч.

Водогрейные котлы №№ 10,11

Пиковый теплофикационный водогрейный котел ПТВМ-100, башенного типа, водотрубный, радиационный с принудительной циркуляцией. Тепловая производительность 100Гкал/ч. Рраб-16атм. Т воды на входе - не ниже 104С. Т воды на выходе - не выше 150С. Расход воды-1500-2140т/ч, котел работает по 2-х ходовой системе (пиковый режим). Водяной объем котла-30м3. Радиационная поверхность нагрева-184,4м2, конвективная-2960м2. КПД котла:

· на мазуте - 87,3%;

· на газе - 93%.

Основное топливо-газ, резервное - мазут.

Гидравлическое сопротивление котла 0,96атм. Ту.г. -220-230С на мазуте, 205-215С на газе. Vтопки-245м3. Топка оборудована 16 г/м горелками по 8 шт. на передней и задней стенках котла. Расход горелок 800м3/ч каждая. Расход вентилятора - 10000м3/ч.

Водогрейные котлы №№ 12,13

Газо-мазутный водогрейный котел типа КВГМ-180-150. Водотрубный, прямоточный Т-образной компоновки. Тепловая производительность-180Гкал/ч. Рраб - до 25атм. Т воды на входе - 60С (газ) и 110С (мазут). Т на выходе - 150С. Расход сетевой воды:

· котел №12 - 4420т/ч

· котел №13 - 2210т/

1.4 Характеристика вспомогательного оборудования

Деаэраторы питательной воды №№ 1-3 (№4-аккумуляторный бак)

Емкость питательных и аккумуляторных баков-75м3. Производительность де аэрационной колонки (на деаэраторах питательных баков)-300т/ч. Рпара-1,2ата, Р в деаэраторах-0,12-0,15ати. Тводы-102-104С.

Деаэраторы питательной воды №№ 5,6

ДА-200. Производительность 200т/ч. Рраб-1,2ата питается паром 1,2ата. Емкость бака- 50мі. Т воды- 104°С.

Деаэраторы подпиточной воды №1-4 (ГВС 2-3очереди)

Пленочные деаэраторы, производительностью 150т/ч каждый. Рпара-1,2ата, Т-120-150С. Емкость бака-аккумулятора-75м3. Т воды на входе-97С, на выходе 104С.

Деаэраторы подпиточной воды № 1-4 (ГВС 5очереди)

ДА-300, производительностью 300т/ч, Р пара-1,2ата. Емкость баков-аккумуляторов-70м3. Т воды на выходе- 104С при избыточном давлении 0,2.

Пароводяные подогреватели ХОВ № 3,4 (котельной 5 очереди)

Расход воды-400т/ч, Т-90С. Т пара-180С. Рраб-7ата

Водо-водяной (щелочной) подогреватель ХОВ

Теплообменник горизонтального типа. Поверхность нагрева - 5м2. Расход - 20-40т/ч. Р греющей (продувочной) воды-0,2, нагреваемой-7ата. Т греющей воды на входе-104С, на выходе-60С.

Пароводяные подогреватели № 1,2,3 ГВС-2 очереди вертикальные с поверхностью теплообмена-66м2. Расход воды-130т/ч. питаются паром 1,2ата.

Пароводяные подогреватели № 4,5,6 ГВС-3 очереди вертикальные с поверхностью теплообмена-130м2. Расход воды-400т/ч. Рраб-7ата,Рраб воды-15ата, питаются паром 1,2ата.

Пароводяные подогреватели - II СТ

Типа БП-500. Площадь нагрева-500м2. Расход воды-1800м3/ч.

Пароводяные подогреватели №1-4 ГВС 5очереди

Типа 200-7-15, 4-х ходовые вертикальные с поверхностью теплообмена-200м2. Расход воды-400т/ч. Рраб-7ата,Рраб воды-15ата, питаются паром 1,2ата.

Бойлеры основные № 1-5

Типа БО-350, основные, с площадью нагрева 350м2. Расход воды-1100м3/ч. Р воды в трубном пучке 4м.в.ст. Подогрев воды паром (Р-1,2ата, Т-120С) до 95С при Т обратной воды 75С.

Бойлеры пиковые №№ 1,2

Типа БП-500. Площадь нагрева-500м2. Расход воды-1800м3/ч. Р воды в трубном пучке 5,5 м.в.ст. Подогрев воды паром (Р-11ата, Т-300С) до 130С, при Т воды на входе 95С.

Редукционно-охладительные установки (РОУ) № 1,4,6

РОУ1-40т/ч, РОУ4-60т/ч, РОУ6-100т/ч.

Снижение давления пара с 31ата до 11ата, и температуры с 400С до 300С.

РОУ №№ 2,5

РОУ2-40т/ч, РОУ5-80т/ч.

Снижение давления пара с 11ата до 1,3ата, и температуры с 300С до 150С.

РОУ № 2,4,6 (котельной 5 очереди)

Производительность-30т/ч.

РОУ2-для снижения температуры с 450С до 130С и для снижения давления пара с 39ата до 1,2ата и подачи пара в паропровод на ВПУ питательной воды котельной 5 оч.

РОУ4- для снижения давления пара с 39ата до 6ата и подачи пара на калориферы котлов №14-17 и аппарата ТСА.

РОУ6- для снижения давления пара с 39ата до 11ата и подачи пара на мазутонасосную.

Питательные электронасосы ПЭН № 1-8

ПЭН №1 типа ПЭ-150-53

Подача-150м3/ч, напор 58ата,N-500кВт, n-2980об/мин, напряжение-6кВ.

ПЭН №2-4 типа ПЭ-250-45-2

Подача-250м3/ч, напор 50ата,N-425кВт, n-2980об/мин, напряжение-6кВ.

ПЭН №5-8 типа ПЭ-100-53

Подача-100м3/ч, напор 58ата,N-315кВт, n-2980об/мин, напряжение-6кВ.

Все насосы центробежные, секционные, горизонтальные, однокорпусные. Для смазки подшипников применяется масло ТП-22 (турбинное). Направление вращения ротора по часовой стрелке на насосах №2,3,4 (со стороны привода) и против часовой стрелки на насосах №1,5,6,7,8.

Сетевые насосы (СН) № 1-5,12-19 тип КРХА 400/700/64-М-05

Производительность-1250м3/ч. Напор-140м.в.ст. Dнар. рабочего колеса-700мм.

Температура не более 200С. n-1490об/мин. N-710кВт. Напряжение-6кВ. Номинальная энергия нагрузки электродвигателя-79А. Агрегат типа КРХА 400/700/64-М-05 одноступенчатый, горизонтальный, двух поточный центробежный насос с двухзавитковой спиралью и предназначен для подачи сетевой воды. Рабочее колесо покоится в подшипниках качения с масляной смазкой.

Сетевые насосы №6-11 тип СЭ-1250

Производительность-1250м3/ч. Напор-140м.в.ст. Dнар. рабочего колеса-460 мм.

Температура не более 200С. n-1490об/мин. N-630кВт. Напряжение-6кВ.

Номинальная энергия нагрузки эл.двигателя-71,5А. Агрегат типа СЭ-1250 горизонтальный, спирального типа, двухступенчатый. Вращение ротора правое.

Опорные подшипники роликовые (со стороны электродвигателя), опорно-упорные - шариковые. Смазка подшипников - жидкая, кольцевая. Подшипники имеют водяное охлаждение

1.5 Система водоснабжения Свердловской ТЭЦ

1.5.1 Технологическая схема ОХВО

Назначением водоподготовительной установки (ВПУ) основной химводоочистки (ОХВО) является подготовка исходной воды для подпитки котлов среднего давления согласно требованиям ПТЭ.

Производительность ВПУ ОХВО - 240т/ч. Схемой обработки на ОХВО предусмотрено осветление на механических фильтрах и двухступенчатое умягчение воды на Na-катионитовых фильтрах.

В качестве исходной воды для ОХВО служит вода горводопровода, а в качестве добавочной, вода Верх-Исетского пруда. Качество и химический состав исходной воды обусловлены высоким химическим содержанием органических соединений и минеральных солей, состав которых меняется в зависимости от времени года.

Для удобства эксплуатации и проведения ремонтных работ в схеме выполнено секционирование на две группы механических и три Na-катионитовых фильтров I и II ступени прямоточной и противоточной технологии, которые связаны между собой и в то же время могут работать автономно. Исходной водой является вода горводопровода, при ограничении расхода горводопровода по давлению, либо в аварийной ситуации резервным источником питания является промвода с Верх-Исетского пруда. Исходная вода поступает на ВПУ ОХВО в бак сырой воды (БСВ). В холодное время года подогревается в подогревателе ПСВ-52 и поступает в бак сырой воды. Кроме исходной воды в БСВ поступает растопочная вода с котельной пятой очереди (котлы БКЗ-75) и сбор дренажных стоков с подогревателей и бойлеров УГВС 2-3 очереди.

Из БСВ вода подается насосами сырой воды № 1-3 на струйный декарбонизатор, где происходит удаление агрессивных газов, затем на механические фильтры, где происходит удаление из воды механических примесей и продуктов коагуляции.

Осветленная вода последовательно проходит две ступени умягчения:

На Na-катионитовых фильтрах 1 ступени, где происходит частичное удаление Ca2+, Mg2+ и задерживание проскока взвешенных веществ;

На Na-катионитовых фильтрах 2 ступени происходит удаление катионов Ca2+, Mg2+, проскочивших после 1 ступени и частично ионов железа;

На Na-катионитовых противоточных фильтрах 1-2 ступени.

Химочищенная вода поступает в бак химочищенной воды, затем насосами подается в питательный тракт. Для предотвращения углекислотной коррозии на всас питательных насосов котельной II-III очереди ведется дозировка аммиака. На котельной V очереди аммиак дозируется в трубопровод деаэрированной воды.

Технологическая схема Свердловской ТЭЦ состоит из энергетического -основного контура и двух теплофикационных контуров.

1.5.2 Схема движения воды и пара энергетического контура

Питательная вода паровых котлов состоит из конденсатов - 50-60% и химочищенной воды - 50-40%, обработанной по схеме фильтрации на механических фильтрах и двухступенчатого Na-катионирования.

Химочищенная вода поступает в бак химочищенной воды, затем насосами подается по двум потокам:

1 поток - на подогреватели химочищенной воды;

2 поток - на щелочные подогреватели.

Подогрев этой воды нужен для того, чтобы получить среднюю температуру воды, идущей на деаэраторные колонки на 10-15єС ниже температуры насыщения при рабочем давлении в деаэраторе. Такой режим является наиболее эффективным с точки зрения удаления газов из воды.

Вода, подогретая примерно до 90єС, поступает на деаэраторы атмосферного типа. Кроме нее в головку деаэратора поступают конденсаты: бойлеров, дренажных баков и баков низких точек, от пароводяных подогревателей горячего водоснабжения (ГВС) 5 очереди и пар для подогрева и деаэрации питательной воды.

Деаэраторы служат для удаления из воды кислорода и углекислоты, присутствие которых в воде приводит к коррозии металла трубопроводов, кипятильных труб и барабанов котлов, в результате которой могут последовать тяжелые аварии.

Питательная вода, нагретая в деаэраторах до температуры 102-104єС и освобожденная от O2 и CO2, насосами питательной воды (ПЭН) подается в питательные магистрали.

Из питательных магистралей подготовленная вода поступает в экономайзеры котлов (кипящего типа), где нагревается теплом уходящих газов до температуры около 200єС и проходит в барабаны и трубную систему котла. Проходя по экранным трубам котла, расположенным в топке, пароводяная смесь подогревается теплом газовых горелок до температуры 400єС и поступает в барабан котла, где происходит разделение воды и пара.

Образовавшийся в котле пар с давлением 34атм., частично проходит пароохладитель и полностью пароперегреватель котла с температурой 420-425єС и давлением 34атм поступает на лопатки турбогенератора.

Сработанный пар с давлением 1,3ата используется для подогрева сетевой воды в бойлерах, в ПВП, в деаэраторах питательной и сетевой воды.

1.5.3 Схема движения воды первого теплотехнического контура

Для первого контура вода готовится на ГВС 2-3 очереди. На водоподготовительную установку поступает вода Верх-Исетского пруда, подогретая на водо-водяных подогревателях. Проходит через механические фильтры, освобождаясь от механических примесей. Очищенная вода проходит через декарбонизаторы, где с помощью воздуха отдувается свободная углекислота, затем поступает в бак декарбонизированной воды. Из него насосами вода подается в ПВП, на всас НДВ дозируется ингибитор, подогретая вода до 90-94єС поступает на головки деаэраторов. На деаэраторах вода освобождается от растворенных в ней агрессивных газов О2 и СО2 и проходя по межтрубному пространству ВВП охлаждается до 90-96єС, нагревая исходную воду до 28-30єС. Деаэрированная вода с ВВП поступает на всас подпиточных насосов, сюда же дозируется щелочь NaOH для связывания остаточной углекислоты после деаэраторов. После ВВП вода собирается в баки-аккумуляторы, оттуда в зависимости от времени года подается на бойлера и водогрейные котлы №10-11, затем поступает в сеть.

После включения центрального отопления, кроме подпиточной воды станции, на водогрейные котлы поступает и обратная вода с завода и соцгорода УЗТМ.

В бойлерах вода подогревается за счет пара турбин с давлением 1,3ата для основных и 11ата для пиковых подогревателей.

Водогрейные котлы принудительной циркуляции предназначены для нагрева сетевой воды до температуры 150єС за счет тепла топочных газов.

1.5.4 Схема движения воды второго теплотехнического контура

Для второго тепломеханического контура вода готовится на водоподготовительной установке ГВС- 5 очереди.

Исходной водой является горводопровод. В подающий трубопровод водо-водяных подогревателей дозируется ингибитор для связывания солей жесткости. После корректировки вода, проходит через ВВП и поступает в декарбонизаторы для отдува свободной углекислоты, далее в бак декабонизировнной воды (БДВ). Затем подогревается в ПВП, и поступает в деаэраторы. После деаэраторов вода поступает на всас подпиточных насосов, подщелачивается, для связывания остаточной углекислоты, проходя через ВВП подогревает исходную горводопроводную воду.

После ВВП подпиточная вода поступает в баки-аккумуляторы, а оттуда в бойлера и водогрейные котлы котлы №1-4; 12-13. В зимний период в водогрейные котлы поступает и обратная вода с Сортировки.

1.6 Технико-экономические показатели Свердловской ТЭЦ

Основными технико-экономическими показателями Свердловской ТЭЦ являются:

Выработка электрической энергии (годовая);

Отпуск тепловой энергии (годовой);

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию;

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию;

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды:

· на выработку электроэнергии;

· на отпуск тепловой энергии;

6) Количество отпущенной электроэнергии с шин;

7) Экономия электроэнергии;

Экономия топлива;

Себестоимость электроэнергии;

10) Себестоимость топлива.

В 2007 году на Свердловской ТЭЦ выработано 255,734 млн.кВтч электроэнергии (в 2006г - 260,343 млн.кВт). План по выработке электроэнергии выполнен. По сравнению с 2006 годом выработка электроэнергии уменьшилась на 4,609 млн.кВтч. Уменьшение выработки электроэнергии произошло за счёт уменьшения потребления тепла в паре ОАО «Уралмашзавод» (на 33,7 %). Задание по рабочей мощности выполнялось ежемесячно, фактическая величина рабочей мощности составила 28,6 МВт, при плане 28,6 МВт ( в 2006г - 29,0 МВт ).

Отпуск тепловой энергии в 2007г. составил 2378,583 тыс. Гкал (в 2006 г. - 2381,182 тыс. Гкал). По сравнению с 2006г отпуск теплоэнергии уменьшился на 3,401 тыс.Гкал из-за более высокой среднегодовой температуры наружного воздуха ( в 2006г - +3,3 оС, а в 2007г - +4,8 оС). Отпуск тепла с паром уменьшился на 33,7 % за счёт уменьшения потребления ею пара с давлением 11 кг/см2. Отпуск тепла с паром ЗЖБиК треста ОАО "Уралмашстрой" составил 7534тыс. Гкал, что на 21,2% больше по сравнению с 2006г, в связи с увеличением выпуска товарной продукции.

ТАБЛИЦА 1 Отпуск тепла от Свердловской ТЭЦ

Показатели	Еденица измерения	2007г	2006г	% к 2006г
Отпуск тепла с паром ОАО "Уралмашстрой" ЖбиК	Гкал	7534	6214	121,2
Отпуск тепла с паром 11 ата ОАО "Уралмаш"	Гкал	174627	227739	76,7
Возврат тепла с паром 1,3 ата от ОАО "Уралмаш"	Гкал	73632	75351	97,7
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС ОАО "Уралмаш"	Гкал	243935	272589	89,5
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС МУП "Градмаш"	Гкал	850711	853568	99,7
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС М-6	Гкал	1175715	1091522	107,7
Отпуск тепла с горячей водой на отопление и ГВС ТЭЦ	Гкал	3282	3122	105,1
В том числе:
производственного отбора	Гкал	339611	400516	84,8
теплофикационного отбора	Гкал	1013469	993406	102,0
водогрейных котлов	Гкал	1051204	935452	112,4
сетевые насосы	Гкал	18412	17847	103,2
Бальке	Гкал	852	491	173,5
Собственные нужды (М511)	Гкал	104966	66116	158,8
РОУ (М511)	Гкал	63001	96586	65,2
Показатели	Единица измерения	2006г. факт.	2007г. норм./план	2007г. факт.	% к 2006г.
1	2	5	4	5	6
Выработано эл.энергии	млн.кВтч	260,343	250,0	255,734	98,2
Отпуск эл/эн с шин	млн.кВтч	191,753	184,878	186,929	97,5
Отпуск тепло-энергии	тыс.Гкал	2378,182	2348,0	2381,58	100,1
Расход эл/эн на собст.нужды	тыс.кВтч	68590	70856	68805	100,3
В том числе:
На выработку
Эл/энергии	%	4,19	4,22	4,22	100,7
то же	тыс.кВтч	10906	10790	10789	98,9
на отпуск тепла	кВтч/Гкал	24,30	25,2	24,4	100,4
то же	тыс.кВтч	57684	60066	58016	100,6
Уд/расход топл. на отпущ.эл/эн	г/кВтч	399,7	392,4	391,7	98,0
то же	Тут	76652	73355	73227	95,5
Уд/расход топл. на отпущ.теплоэн.	кг/Гкал	145,0	145,3	144,9	99,9
то же	Тут	344720	346155	345018	100,1
Экономия эл/энерг	тыс.кВтч	2077	-	2051	98,7
Экономия топлива	Тут	1487	-	1265	85,1
Рабочая мощность	МВт	29,0	28,6	28,6
Подпиточная вода	тыс.т	12450,499	-	127310,1	102,3
Пароводяные потери	%	4,24	4,39	4,20	99,1

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию составил 391,7 г/кВтч, при нормативе 392,4 г/кВтч;

Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию составил 144,9 кг/Гкал, при нормативе 145,3 кг/Гкал. Снижение удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии по сравнению с 2006г. вызвано снижением доли отпуска от ПВК с 39,3% (2006г.) до 37,7%(2007г). Снижение удельных расходов топлива на выработку тепла по сравнению с 2006г. связано со снижением доли отпуска от РОУ 6,06% (2007г.), а в 2006г. - 6,17%; снижением доли отпуска от ПВК; снижением доли сжигания мазута с 0,89%(2006г.) до 0,56% (2007г.).

Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды составили:

- на выработку электроэнергии -4,22 %, при нормативе -4,22 %

- на отпуск тепловой энергии - 24,\4 кВтч/Гкал, при нормативе -25,2кВтч/Гкал.

5. Увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды на отпуск тепла по сравнению с 2006 г связано с увеличением расхода электроэнергии на

теплофикацию из-за возросшей циркуляции сетевой и подпиточной воды, снижением общего отпуска тепла. Суммарная экономия электроэнергии составила 2051 тыс. кВтч.

6. Перерасход условного топлива по косвенным технико-экономическим показателям составляет 1206 тут из-за физического износа котлоагрегатов и ограничения финансирования при проведении ремонтов, морально и физически устаревших приборов контроля избытка воздуха (кислородомеров);

С целью повышения надёжности и экономичности работы оборудования выполнены следующие мероприятия:

· замена водяного экономайзера КА ст. № 14;

· выполнены капитальные ремонты КА ст. № 17;

· выполнен ремонт оборудования УГВС II-III,V очередей;

· замена водяного экономайзера на КА ст.№ 15

· замена водяного экономайзера на КА ст.№ 5

· выполнены капитальные ремонты ВК ст. № 2

Выполнены следующие мероприятия по программе энергосбережения:

· утилизация конденсата от охладителей выпара УГВС II-III очереди;

· проведение растопок паровых котлов через растопочное РОУ.

1.7 Топливное хозяйство

Станция рассчитана на сжигание природного газа, который является основным топливом. Мазут предусмотрен, как аварийный вид топлива.

Для регулирования давления газа имеется ГРП с фильтрами для очистки газа от механических примесей, измерительным узлом и четырьмя регулирующими нитками. Производительность двух ниток 2x100 мі/ч в зимнем режиме и 5x50 мі/ч в летнем. Газ поступает с давлением 10 ати и снижается до 1,5 ати и по газопроводам подается к котлоагрегатам.

На расстоянии 1,5 километров от станции расположено мазутное хозяйство, включающая в себя сливную эстакаду на 27 цистерн по 60 тонн мазута, приемную емкость объемом 400 мі, три мазутных бака по 10000 мі (геометрических) каждый и насосную станцию. На мазутонасосной установлено два насоса рециркуляции, которые забирают мазут из баков и, прогоняя его через мазутные подогреватели, сливают обратно в баки.

Основные насосы забирают мазут из баков и, прогоняя его через основные мазутные подогреватели и фильтры, подают его в котельный цех для сжигания в котлах. На станции мазут частично сжигается в котлах и частично возвращается обратно в приемные емкости.

Для уменьшения потерь тепла несколько лет практикуется холодное хранение мазута, где температура снижается до 0-5°С. В необходимых случаях эта емкость переводится в рабочую при разогреве мазута до 70°С. Длительность разогрева - трое суток. Станция с мазутонасосной соединена эстакадой, по которой, кроме прокладки мазутопроводов осуществляется пароснабжение, водоснабжение, отопление мазутонасосной. Также по ней проложены электрокабели для осуществления питания электродвигателей.

2. ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ ЧАСТЬ. АНАЛИЗ ВОДНО - ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ТЕПЛОФИКАЦИОННОГО КОНТУРА ГОРЯЧЕГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ 5 ОЧЕРЕДИ

2.1 Введение

Выработка энергии обуславливается надёжностью работы оборудования ТЭЦ, которая для тепловых энергоустановок в значительной мере зависит от организации водно-химического режима (ВХР).

Периодический ручной контроль и контроль на базе традиционных датчиков и приборов КИП за качеством теплоносителя недостаточно достоверно отражает текущее состояние ВХР и оборудования. Для надёжного ведения ВХР определяющим является выбор целесообразного объёма автоматически контролируемых показателей качества теплоносителя, а также технических средств, реализующих автоматизированные системы контроля и управления. Применение автоматизированных систем корректировки теплоносителя и контроля ВХР позволит своевременно выявить и устранить возникающие при эксплуатации нарушения и предотвратить развитие коррозионных повреждений и аварийных остановов оборудования из-за нарушений ВХР.

Предприятие, Свердловская ТЭЦ, одно из первых в системе энергетики внедрило систему химико- технологического мониторинга (ХТМ) в производство. Для совершенствования системы оперативного контроля состава теплоносителя с 2003 года внедрен програмный продукт «Арм химцеха». Который позволяет получить и собрать в темпе с рабочим процессом оперативную информацию о водно-химическом режиме станции.

Но на станции существует ряд проблем связанных с:

- отсутствием автоматического контроля ряда показателей и корректировки теплоносителя;

- с ухудшением качества сетевой воды, особенно в период пуска теплосети;

- с неудовлетворительным деаэрационным режимом, что приводит к ухудшению качественного и количественного ионного состава теплоносителя.

2.2 Показатели качества исходной и подпиточной воды

Показатели качества исходной, подпиточной и сетевой воды представлены в таблице, приложение 1.

Исходная вода, поступающая на водоподготовительную установку теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди (ТФК ГВС-5)- горводопроводная. За 2007 год среднее значение рН составляет- 7,1; содержание СО2- 12,0 мг/дм3; общей щелочности- 0,88 мгэкв/дм3; общей жесткости- 1,81 мгэкв/дм3; содержание соединений железа - 0,124 мг/дм3.

Показатели качества по подпиточной воде: рН- 8,69; СО2- отсутствие; общая щелочность- 1,05 мгэкв/дм3; общая жесткость- 1,76 мгэкв/дм3; содержание соединений железа- 0,112 мг/дм3, т.е. качество подпиточной воды соответствует требованиям следующих нормативных документов:

- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации;

- СанПиН 2.1.4.1074 - 01;

- ГОСТ «Вода питьевая» Методы анализа.

2.3 Схема подготовки подпиточной воды

Схема подготовки подпиточной воды на Свердловской ТЭЦ (ГВС-5) включает следующие стадии: ингибирование, декарбонизация, деаэрация, подщелачивание. Принципиальная схема подготовки подпиточной воды представлена на рис. 1.



Рис. 1 Принципиальная схема водоподготовительной установки ГВС-5 очереди

1 - водо-водяной подогреватель; 2 - буферный фильтр; 3 - декарбонизатор;

4 - бак декарбонизированной воды; 5 - насос; 6 - паро-водяной подогреватель;

7 - деаэратор; 8 - насос; 9 - бак накопитель; 10 - бойлер;

11 - водогрейный котел

2.4 Анализ качества подпиточной воды

При удовлетворительном качестве исходная вода поступает на водо-водяные подогреватели (ВВП 1-4), где она подогревается до температуры (28-30)°С.

2.4.1 Ингибирование

Для предотвращения образования накипи, c ноября по апрель, в коллектор перед ВВП, вводится ингибитор ИОМС-1(ингибитор отложений минеральных солей), представляющий собой раствор натриевой соли аминометилфосфоновой кислоты. Доза ингибитора в подпиточной и сетевой воде составляе 0,5 - 0,8 мг/дм3.

На рис. приложения 2 представлено изменение жесткости исходной, подпиточной и сетевой воды в различные периоды года: жесткость закономерно увеличивается в зимний период времени. Из представленных данных видно, что режим ингибирования не является оптимальным, т.к. существует разница между жесткостью в исходной и подпиточной воде.

2.4.2 Декарбонизация

После корректировки ингибитором и подогрева, исходная вода поступает на декарбонизаторы. Декарбонизация производится в декарбонизаторах струйного типа ДКС- 630 № 1,2, производительностью 630 т/час. В процессе декарбонизации содержание агрессивной углекислоты в исходной воде снижается с 12,4 до 3,3 мг/дм3. Из декарбонизаторов вода поступает в бак декарбонизированной воды №2. Из бака насосами декарбонизированной воды подается на пароводяные подогреватели №1,2,3,4 по двум коллекторам, где она подогревается при помощи пара до температуры 91-94°С.

2.4.3 Деаэрация

После пароводяных подогревателей вода подается на головку деаэратора. Деаэрация осуществляется в атмосферных деаэраторах типа ДСК- 300 №1,2,3,4, производительностью 300 т/ч, с помощью пара вода подогревается до температуры 104°С и над поверхностью воды создается давление пара 1,2ати. В таблице приложения 3, представлены данные, характеризующие процесс деаэрации и корректировки подпиточной воды щелочью.

В период с января по май 2007 года cодержание свободной углекислоты на входе в деаэратор составляло 4,03 мг/дмі (среднее значение), а на выходе 1,6 мг/дмі, что составляет 40% остаточной углекислоты. Если проанализировать годовой период, содержание углекислоты на входе в деаэратор составляет 3,3 мг/дм3, а на выходе 0,83 мг/дм3, что соответствует 25% остаточной углекислоты. Следовательно в деаэраторах не достигается смещение равновесия СО2+СО3ІЇ+Н2О<=>НСО3Ї влево, в сторону разложения бикарбонатов и выделения СО2 с последующим ее отдувом.

Кроме устранения СО2 основной функцией деаэратора является удаление О2, но из-за нарушения деаэрационного режима содержание растворенного кислорода в воде в отдельные промежутки времени достигает 100 мг/дмі, при норме 20 мг/дмі (согласно правилам технической эксплуатации). В результате этого создаются благоприятные условия для развития коррозионных процессов, т.к. при плохом отводе О2 и наличии в воде СО2, нагрев воды приводит к непрерывному росту скорости коррозии как углекислотной, так и кислородной.

2.4.4 Подщелачивание

Чтобы исключить негативное влияние углекислоты и повысить значение рН в подпитке до нормативных значений, в воду на всасывающий коллектор подпиточных насосов, перед ВВП, дозируется щелочь (NaOН). Но при этом, процесс корректировки осуществляется по данным химического контроля не оперативно, см. рис., приложение 4.

В период с марта по июнь, расход щелочи явно ниже действительной концентрации диоксида углерода в деаэрированной воде и теоретическому расходу щелочи. Это объясняется тем, что в апреле происходит полный останов оборудования ГВС-5 очереди и как показывает анализ в мае, после останова, идет послеремонтное прирабатывание оборудования и в этот период содержание агрессивной углекислоты превышает фактический расход реагента на ее связывание, что негативно влияет на качество подпиточной воды. В таблице приложения 3, представлены данные фактического и теоретического расхода щелочи.

За период 01.07-05.08гг. разница между этими значениями составляет min 0,3; max 4,2 г/мі. Причем действительный расход реагента может быть как больше теоретического, так и меньше.

При корректировке подпиточной воды основным показателем является значение рН. Дозировка ведется в ручном режиме, путем включения/отключения насоса- дозатора. Контроль расхода осуществляется по уровню в баке-мернике щелочи с учетом концентрации реагента. Специальных автоматических приборов контролирующих расход NaОН - нет, что приводит к перерасходу щелочи, а следовательно экономически не выгодно, а также к неэффективности корректировки теплоносителя.

Данные индикаторного контроля отраженные в таблице приложения 5, показали высокую коррозионную активность подпиточной воды. Место установки индикаторов коррозии подпиточной воды - трубопровод, после водо - водяных подогревателей (ВВП 1-4).

Как известно коррозионная активность воды характеризуется тремя показателями: индексом равновесного насыщения карбонатом кальция (J-индекс Ланжелье), содержанием растворенного кислорода и содержанием ионов хлоридов (СL?) и сульфатов (SOІЇ4). Согласно экспериментальным расчетам, по данным взятым из таблиц приложений 1 и 3 , для подпиточной воды индекс насыщения положителен, вода считается стабильной т.е. способной создавать на внутренней поверхности оборудования защитную пленку карбоната кальция. Но даже при положительном индексе насыщения, под воздействием растворенного кислорода в воде и в присутствии СL? и SOІЇ4 с суммарной концентрацией этих ионов в подпитке 63 мг/дмі (среднее значение), данная вода является коррозионно-активной, т.к. эти ионы являются стимуляторами коррозии. Данные по содержанию хлоридов и сульфатов в различных потоках представлены в таблице 2.

Таблица 2 Суммарное содержание хлоридов и сульфатов в технологических потоках

Поток	Весна	Лето	Осень	Зима
	2005г	2006	2007	2008	2005г	2006	2007	2008	2005г	2006	2007	2008	2005г	2006	2007	2008
Горводо- Провод	79,1	66,0	74,5	56,9	64,8	68,9	58,7	50,9	62,2	66,4	57,2	-	57,9	58,5	54,8	53,2
ВВП	75,7	64,9	71,1	52,9	61,5	67,2	57,2	49,9	56,3	60,4	55,3	-	54,6	56,9	52,6	51,2
Обратка М-6	59,3	63,3	74,7	64,5	-	-	-	-	61,1	56,5	49,6	-	57,5	60,3	49,5	52,8
Выход с котлов	54,0	65,0	76,7	62,5	-	-	-	-	60,0	56,3	51,5	-	61,6	62,7	50,7	53,7

Диаграмма рис. 2 является результатом экспериментальных, лабораторных исследований, которые позволили обобщить влияние хлорид и сульфат ионов на коррозионную устойчивость водных растворов при различных значениях рН, но без учета содержания растворенного кислорода.

Из рис. 2 мы видим, что при щелочности подпиточной воды 1,05 мг-экв/дмі; рН-8,69; СL? - 15,5 мг/дмі и SOІЇ4 - 45 мг/дмі точка «С» попадает зону «А», для которой следует, что данная вода является коррозионно-активной и способна к повреждению внутренних поверхностей оборудования

ЩоСОДЕРЖАНИЕ СУЛЬФАТОВ, мг/дмі

мгэ/дмі 35 50 75 100 125 150 200 300 400 500

6,0
5,5
5,0
4,5				25мг
4,0
3,5		15мг
3,0
2,5		А
2,0
1,5							С
1,0

8,0 8,5 9,0 9,5 рН

Рис. 2 Коррозионная устойчивость вод с содержанием хлоридов 15-50 мг/дмі

Из этого можно сделать вывод: В связи с тем, что влияние хлоридов и сульфатов на коррозионную активность воды велико и им нельзя пренебрегать, следовательно, чтобы уменьшить это влияние необходимо повышать рН до максимально допустимого значения (с учетом ионного состава подпиточной и сетевой воды) и снижать содержание кислорода до значений ниже нормируемых в ПТЭ.

А сегодня данные индикаторного контроля подпиточной воды показывают: за период 2006-2007гг - скорость коррозии металла индикаторных пластин составляет 0,16 мм/год, агрессивность воды высокая;

за 2007-2008гг - скорость коррозии металла индикаторных пластин составляет 0,247 мм/год, агрессивность воды - аварийная.

2.5 Анализ качества сетевой воды и состояния оборудования

Составляющими прямого сетевого потока являются: подпиточная вода и обратка (М- 6; «Градмаш»).

В приложении 6 показано изменение расхода прямой сетевой воды на Свердловской ТЭЦ в различные периоды года. Закономерно, что расход воды сокращается в летний период, в связи с отключением отопления.

В приложении 7 представлены данные по доле подпиточной воды в потоке прямой сетевой. Эта доля не превышает 20%. Однако, с июня по август подпитка составляет 100%. В данный период времени водогрейные котлы, как правило, находятся на консервации жидким стеклом.

Усредненные показатели качества по прямой сетевой воде ТФК (ГВС-5очереди): рН- 8,58; СО2- отсутствие; общая щелочность- 1,26 мгэкв/дм3; общая жесткость- 1,9 мгэкв/дм3; содержание соединений железа- 0,156 мг/дм3.

В приложении 8 графически показано значение рН в подпиточной, обратной и прямой сетевой воде. В отопительный период, с октября 2007 по март 2008 года, наблюдается снижение значения водородного показателя в прямой сетевой воде. В марте 2008 года его значение достигло рН- 8,35.

Данные индикаторного контроля показали высокую коррозионную активность сетевой воды : За период 2006-2007гг скорость коррозии металла индикаторных пластин составляет 0,202 мм/год, агрессивность воды - аварийная. За 2007-2008гг скорость коррозии металла индикаторных пластин составляет 0,169 мм/год, агрессивность воды - высокая см. таблицу приложения 5. Место установки индикаторов коррозии прямой сетевой воды: вход на котлы 1-4.

По данным химконтроля , в отопительный период происходит ухудшение качества прямой сетевой воды, относительно подпиточной , по таким показателям как: общая щелочность (с 1,26 до 1,35 мгэкв/дм3); общая жесткость (с 1,9 до 1,99 мгэкв/дм3); содержание соединений железа (с 0,108 до 0,151 мг/дм3); рН- с 8,67 до 8,55, это связано с неудовлетворительным качеством обратной сетевой воды, поступающей от потребителей.

Показатели качества обратной сетевой воды имеют следующие значения: общая щелочность- 1,38 мгэкв/дм3; общая жесткость- 2,07 мгэкв/дм3; содержание соединений железа- 0,176 мг/дм3; рН- 8,51.

Индикаторы коррозии на обратном трубопроводе не установлены, поэтому данные по коррозионной активности воды отсутствуют, но при анализе прямой сетевой воды можно сказать, что основным источником загрязнения ее является именно обратка.