Питательная вода к РОУ №4,5 подводится к регулирующему клапану "постоянного" расхода через дроссельные шайбы. Корпус клапана имеет один входной и два выходных патрубка, через один из которых вода подается на впрыск РОУ, через другой в трубопровод, идущий в коллектор к деаэраторам 5 кгс/см2 .

Сечение окон клапана постоянного расхода выполнено так, что при уменьшении количества воды на впрыск РОУ на эту же величину увеличивается пропуск ее в деаэраторы и наоборот. Это позволяет снизить дроссельным устройством давление воды до клапана до 40-50 кгс/см2 , в результате чего он работает на меньшем перепаде давления. К РОУ №6 питательная вода подводится через угловой регулирующий клапан.

Приборы управления и контроля РОУ

1. Приборы замера расхода, давления и температуры редуцированного пара.

2. Светозвуковое табло: "давление в РОУ-4/5/6 недопустимо", "температура в РОУ-4/5/6 недопустима".

3. Ключи управления регулирующими клапанами давления и температур с указателями положения клапана, кнопками "больше" и "меньше", переключателем с положениями: "автоматическое", "выключено", "дистанционное".

Светозвуковой сигнал "Давление в РОУ недопустимо" включается при давлении редуцированного пара 10 кгс/см2 и 15 кгс/см2 .

Каждая РОУ снабжена предохранительными клапанами, управляемыми импульсными рычажными клапанами для предотвращения повышения давления редуцированного пара сверхдопустимого.

Предохранительные клапаны должны быть плотными, настраиваться на срабатывание при давлении пара 17,5 кгс/см2 и проверяться после монтажа или ремонта, но не реже 1 раза в 6 месяцев.

2.3.5 Деаэраторы

На II очереди ТЦ установлено пять деаэраторов повышенного давления ст. №№ 7, 8, 9, 10, 11. Деаэраторы № 7, 8 представляют собой аппараты, в которых на опорные решетки засыпается насадка. Исходная вода стекает по насадке сверху вниз, а навстречу ей движется пар.

Эти аппараты называют деаэраторами с неупорядоченной насадкой. В качестве элементов насадки применены пластины из нержавеющей стали, имеющей форму греческой буквы "омега". В деаэраторах №№ 9,10,11 установлены сита с отверстиями 5 мм. Исходная вода стекает через отверстия, а навстречу ей движется пар, происходит нагрев воды и удаление из нее агрессивных газов.

Характеристика деаэраторов.

Тип ДСП-500. Завод изготовитель - Барнаульский котельный завод.

Производительность - 500 т/час.

Рабочая температура - 164 0С.

Рабочее давление (абсолютное) - 5 кгс/см2 .

Высота слоя насадки - 500 мм.

Пробное гидравлическое давление - 8 кгс/см2 .

Емкость аккумуляторного бака - 120 м3.

Деаэраторы 5 кгс/см2 №№ 7-11 оборудованы на ЦТЩУ-1 следующими приборами контроля, сигнализации и автоматического регулирования:

а) регуляторами №1 и №2 давления пара, поступающего из коллектора 10-13 кгс/см2 и регуляторами давления пара, поступающего из 2-го и 3-го отборов ТГ-4, 5, 6 соответственно;

б) регулятором уровня воды, поступающей из напорного коллектора перекачивающих насосов;

в) указателями уровня в деаэраторах;

г) светозвуковыми сигналами «уровень в деаэраторах 6 ата высок (низок)», «давление в деаэраторах 6 ата высоко (низко)».

Ключи управления регуляторами деаэраторов точно такие же, как на управлении РД и РТ РОУ.

На деаэраторах № 7, 8 установлено по 8 предохранительных клапанов рычажного типа настраиваемых на срабатывание при давлении 6,9 кгс/см2 . На деаэраторах №№ 9,10,11 по одному основному предохранительному клапану, открывающемуся при открытии импульсного клапана.

Выпар из головки каждого деаэратора может производиться в атмосферу, в охладитель выпара и в коллектор пара 1,2 кгс/см2.

Охлаждаются охладители выпара хим.обессоленной водой. Уровень в деаэраторах 5 кгс/см2 поддерживается регулятором, установленным на напорной линии перекачивающих насосов № 3, № 4, которые смогут забирать воду из деаэратора хим.обессоленной воды при его включении и подавать ее в деаэраторы обеих очередей ТЭЦ. По существующей схеме перекачивающие насосы могут подавать в деаэраторы II очереди только конденсат с коллектора основного конденсата I-й очереди и наоборот - со II очереди на первую.

Помимо деаэратора хим.обессоленной воды и перекачивающих насосов поддерживать уровень в деаэраторах №№7, 8 можно подачей хим.обессоленной воды в конденсаторы ТГ-4, 5, 6, 7 в количестве 75- 80 т/час.

2.3.6 Подпиточно-деаэрационная установка

На 2-ой очереди ТЦ установлены три деаэратора подпитки теплосети типа ДС-500.

Производительность- 500 т/час.

Давление пара- 0,2 кгс/см2 .

Температура подпиточной воды - 102 0С.

Емкость баков - 72 м3.

Деаэраторы ПТС № 4, 5, 6 от повышения давления и уровня предохраняются комбинированными гидрозатворами, не допускающими повышения давления выше 0,5 кгс/см2.

При повышении уровня до 2000 мм происходит перелив гидрозатвора в пром.ливневый колодец за ряд "А" на улице.

При нормализации уровня гидрозатвор прекращает перелив.

При повышении давления пара до 0,5 кгс/см2 происходит выдавливание уровня воды из трубопровода гидрозатвора, пар стравливается на крышу маш.зала и в колодец.

Деаэраторы ПТС могут работать при режимах без подачи пара 1,2 кгс/см2 , при условии, что подпиточная вода нагревается в бойлерных установках ТГ-2, 3; ПХОВ 500 № 1, 2 II очереди.

Для отключения деаэратора ПТС необходимо:

а) закрыть задвижку уравнительную по воде № 860 и уравнительную по пару № 337;

б) закрыть задвижку подвода пара № 335;

в) закрыть задвижку подвода воды № 837;

г) закрыть задвижки на всас НПТС №№ 839, 915;

д) открыть задвижку опорожнения в ГЗУ в КЦ.

Включение деаэратора ПТС:

а) осмотреть деаэратор, убедиться, что окончены ремонтные работы, заболчены все фланцевые соединения и люк. Убедиться, что установлены и подключены все приборы, что рабочее место не загромождено;

б) закрыть задвижку опорожнения и открытием задвижки уравнительной по пару поставить на прогрев деаэратор. Открыть выпар из деаэратора в атмосферу;

в) продуть водомерные стекла и убедиться, что стекла и указатель уровня работают правильно;

г) через 30 мин. открыть задвижку подвода воды на головку деаэратора, поднять уровень до рабочего 1500 мм;

д) открыть задвижку на уравнительной по воде и всасывающий коллектор.

На ЦТЩ-I установлена светозвуковая сигнализация:

а) при снижении уровня в деаэраторе ПТС до 1000 мм появляется сигнал "уровень в деаэраторе низкий";

б) при повышении уровня в деаэраторе ПТС до 1800 мм появляется сигнал "уровень в деаэраторе высокий".

Для откачки подпиточной воды из деаэраторов ПТС установлено шесть насосов:

№1 - Д-630-90 производительностью 630 т/час;

№2 - Д-315-50 производительностью 315 т/час;

№3 - Д-637-76 производительностью 637 т/час;

№4,6 - 6НДС-60 производительностью 230 т/час;

№5 - Д-530-63 производительностью 530 т/час.

Насосы подпитки т/сети управляются с ЦТЩ - I.

На напорном трубопроводе установлена расходная шайба и узел регулирования в обратную т/сеть ТГ-4, 5.

Для подогрева подпиточной воды установлены подогреватели типа ПСВ-500 .

Бойлера ПСВ-500 (ПХОВ) №№ 1, 2 вертикального типа имеет две трубные доски с развальцованными в них латунными трубками.

Поверхность нагрева подогревателя 500 м2, тепловая нагрузка 60 Гкал/час.

Расход хим.очищенной воды максимальный - 1200 м3/час, минимальный- 700 м3/час. Пробное гидравлическое давление в паровом пространстве - 3 кг/см2, в водяном пространстве - 23 кг/см2 .

Подогреватель хим.очищенной воды ПСВ-500 № 1, 2 2-ходовой по воде.

Хим.очищенная вода из хим.цеха проходит параллельно через подогреватели № 1,2 и подается в деаэраторы ПТС I - II очереди. Греющий пар поступает в ПСВ № 1 и № 2 из коллектора пара 1,2 кг/см2 . Нагрев хим. очищенной воды разрешается не выше 105 0С. Паровоздушная смесь отсасывается в конденсатор ТГ-4, либо в атмосферу.

Конденсат греющего пара откачивается конденсатными насосами КСВ-320х160 и подается в коллектор конденсата ПСВ на деаэраторы 5 кг/см2 № 7-11. Принятой схемой трубопроводов и размещения запорной арматуры обеспечена возможность нагрева хим.очищенной воды в одном, либо в двух подогревателях ПСВ, а также отключение по пару, воде, паровоздушной смеси и конденсату греющего пара подогревателя. Кроме того, для защиты от аварийного повышения уровня, снижения давления в пучке, предусмотрена защита отключения бойлера по пару и дренажу конденсата.

Уставки срабатывания защиты:

1. Повышение уровня в ПСВ до I предела 550 мм - сигнал.

2. Повышение уровня до аварийного предела 800 мм - защита.

3. Снижение давления воды в трубном пучке 2 кг/см2 - защита

2.3.7 Конденсационное устройство включает в себя:

а) поверхностный двухходовой конденсатор типа К-3100 со встроенным пучком.

Поверхность охлаждения конденсатора составляет 3100 кв.м и выполнена из латунных трубок 0 24/22, которые развальцованы с обоих сторон в трубных досках. Вся поверхность разделена по водяной части на 3 обособленных пучка, из которых два крайних - основные, составляют 85% поверхности, образованы трубками длиной 7500 мм, а один встроенный (средний) составляет 15% поверхности, образован трубками длиной 7160 мм.

Корпус конденсатора сварной, трубки развальцованы с обеих сторон в трубных досках. Внутри парового пространства расположено шесть трубных досок, служащих для поддержания трубок и увеличения жесткости корпуса. К нижней части корпуса конденсатора приваривается конденсатосборник, в который конденсат сливается через прорезь в корпусе.

Отсос газов производится с боков паровой части корпуса, куда они поступают, омывая выделенные из общей массы трубок трубки воздухоохладителя. Конструкция конденсатора позволяет отключать одну из его половин или встроенный пучок для очистки и устранения неплотности трубок.

В нижней половине конденсатора около 15% охлаждающей поверхности конденсатора выделено в виде встроенного пучка, который имеет свои водяные камеры и отдельный отсос паровоздушной смеси.

При охлаждении циркуляционной водой встроенный пучок работает как одноходовой или двухходовой, при пропуске подпиточной воды он работает как четырехходовой. Наибольшее допустимое давление в водяном пространстве встроенного пучка - 6 ата, в водяном пространстве основных пучков конденсатора - 2,5 ата.

2.3.8 Воздухоудаляющее устройство

1. Два основных трехступенчатых эжектора типа ЭП-3-600. Эжекторы имеют поверхностные охладители за каждой ступенью и питаются паром с расходом 900 кг/час.

2. Пусковой эжектор типа ЭП-1-600-3 для первоначального создания вакуума. Питается паром с расходом 600 кг/час

3. Пусковой эжектор типа ЭП-600-3 для отсоса воздуха из цирк.водоводов с расходом свежего пара 600 кг/час.

2.3.9 Регенеративное устройство

Предназначено для подогрева конденсата и питательной воды паром, отборов турбин. Включает следующее оборудование:

1. Поверхностные охладители основных эжекторов.

2. Поверхностный охладитель пара, отсасываемого из концевых уплотнений турбины ХЭ-40.

3. Поверхностный сальниковый подогреватель, питаемый паром отсоса пара промежуточных уплотнений типа ПС-100.

4. Поверхностные подогреватели низкого давления типа:

ПНД-100 (ПНД-1), ПНД-100-1 (ПНД-2), ПН-130-5а (ПНД-3), ПН-130 (ПНД-4)

5. Подогреватели высокого давления NN 5,6,7 типа:

ПВ-350/230

6. Два конденсатных насоса типа 8ксД5х3 и сливной насос типа 5КС 5х4.

Основной конденсат турбин после конденсатных насосов последовательно проходит через все вышеуказанные подогреватели, после ПНД-4 идет в деаэраторы 6 ата, откуда забирается питательными насосами и нагнетается через ПВД или помимо них в котлы.

Схемой предусмотрена возможность отключения каждого ПНД по воде и перепуска конденсата помимо. Сальниковые подогреватели ХЭ-40 и ПС-100 по пару не отключаются, через них при работе обязательна прокачка конденсата для конденсации пара, отсасываемого из уплотнений.

Схема дренажей паровой части ПНД выполнена каскадной: из ПНД-4 в ПНД-3, из ПНД-3 дренаж можно откачивать сливным насосом или перепускать в конденсатор. Есть задвижки перепуска дренажа ПНД-4 помимо ПНД-3 в конденсатор. Дренаж из ПНД-1 идет только в конденсатор. Уровни во всех ПНД регулируются регуляторами. Дренажи паровой части основных эжекторов, сальниковых подогревателей ПС-100 направляются в конденсатор, а дренажи ХЭ-40 - в бак низких точек (БНТ). При загрязнении маслом конденсата дренажа ХЭ-40 его можно переключать на сброс в канализацию.

2.3.10 Маслосистема турбогенератора

В турбине применено масло марки ТП-22С с улучшенными эксплуатационными свойствами. Давление масла на регулирование 14 ати, на подшипники 0,4-0,6 ати (после маслоохладителей).

Подача силового масла в систему регулирования производится главным масляным насосом ГМН при работе турбины и пусковым маслонасосом типа 8-МС 7х4 при пусках и стоянке. Силовое масло подводится к 2-м инжекторам, расположенным в маслобаке и на крышке маслобака. Один инжектор подает масло (0,4-0,6ати) на все ГМН. Другой инжектор (инжектор смазки) подает масло ( 1 ати) через 4 маслоохладителя на смазку подшипников турбины.

Кроме инжектора смазки в напорную линию маслопровода на подшипники подают масло аварийный насос (АМН) типа 4НДВ с двигателем переменного тока и постоянного тока.

На напорном маслопроводе инжектора смазки установлен обратный клапан, не допускающий перетока масла при работе АМН и имеющий привод для расхаживания, выведенный на крышку маслобака.

Маслобак турбины емкостью 20 куб.м, в нем смонтирована инжекторная группа и 4 параллельно включенных маслоохладителя с поверхностью охлаждения каждого по 45 кв.м.

Маслоохладители 2-х ходовые по воде и 8-ми ходовые по маслу допускают отключение одного из них для ремонта и чистки. Двумя рядами сетчатых фильтров маслобак делится на 3 отсека - сливной, грязный и чистый. В грязном и чистом отсеках установлены указатели уровня масла со световой и звуковой сигнализацией при падении уровня на шкале до 20 мм и повышении его до 200 мм.

Перепад уровня в "грязном" отсеке маслобака выше чем на 90 мм под уровнем в "чистом" отсеке свидетельствует о загрязнении и необходимости чистки сеток маслобака. Максимальный уровень масла в маслобаке 200 мм, минимальный уровень на шкале - 0 мм, что соответствует уровню 520 мм от крышки. При падении давления масла на смазку подшипников до 0,35 ати включается аварийный маслонасос от двигателя переменного тока, при 0,30 ати - от двигателя постоянного тока, при 0,25 ати - отключается турбина, при 0,2 ати - отключается валоповорот.

2.3.11Технологическая схема забора, подачи воды на ЗС ТЭЦ и потребителям; сброса сточных вод

Проектом Ленинградского отделения ВГПИ «Теплоэлектропроект» внешних гидротехнических сооружений технического водоснабжения ЗС ТЭЦ и ЗСМК (2-я очередь строительства, корректировка проектного задания том 1-ый, часть 4-я гидротехническая, книга 3-я, 1968г.) система технического водоснабжения ЗСТЭЦ определена как прямоточно-оборотная, что обуславливается технологией производства, термическим и солевым режимами существующего пруда-охладителя, и соответствует требованиям СниП2.04.02-84 «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения» (стр. 73, п. 11-64).

Забор воды на технологические нужды ТЭЦ и ОАО ЗСМК осуществляется из р. Томи посредством водозаборного ковша, расположенного в Телеутском створе, и расположенной в нем береговой насосной станцией (БНС). Речная вода насосами БНС подается в открытый подводящий канал холодной воды, в который также через шлюз-регулятор №2 поступает охлажденная вода из пруда-охладителя ЗС ТЭЦ. После смешения вода по каналу подводится к насосной 1-го подъема №2, с помощью которой по двум стальным водоводам Ду 2400 подается на ЗС ТЭЦ для производственных и вспомогательных нужд предприятия. В последующем течении вода, смешиваясь через дюкер ЗСМК с охлажденной водой из пруда-охладителя ЗСМК, подводится к насосной станции 1-го подъема №1, подающей воду по водоводам №1,2,3,4 только на технологические нужды ЗСМК.

Насосная станция подпитки теплосети (НПТС), находящаяся на холодном канале до смешения с водой из пруда-охладителя ЗС ТЭЦ, подает воду речного качества только на водоподготовительную установку (ВПУ) ЗС ТЭЦ для использования на приготовление:

химически очищенной воды для подпитки тепловых сетей потребителей, осуществляющих открытый горячий водоразбор;

химически обессоленной воды для подпитки котлов (пароводяной тракт).

Вода, отработавшая на конденсаторах турбин ТЭЦ, сбрасывается по двум стальным водоводам Ду3000 в пруд-охладитель ЗС ТЭЦ, где охладившись возвращается в оборотный цикл ТЭЦ.

Сброса сточных вод их пруда-охладителя в р.Томь в настоящее время ЗС ТЭЦ не имеет. Акт о прекращении сброса от 13.04.2000г. направлен в ГУ природных ресурсов и охраны окружающей среды Кемеровской области своевременно.

Часть воды, отработавшей в конденсаторах турбин ЗС ТЭЦ, посредством насосной станцией 2-го подъема подается на ВПУ ЗСМК, как вода имеющая качество речной воды.

Талые и дождевые сточные воды с крыш и территории ТЭЦ, охлаждающая вода вспомогательного оборудования, технологические дренажные воды отводятся тремя потоками и передаются в левый ливневый коллектор ЗСМК для дальнейшего использования только в его оборотном цикле.

Все засоленные стоки ЗС ТЭЦ от промывки фильтров ВПУ ХВО отводятся на шламохранилище ЗСМК, чем исключается их попадание в основной оборотный цикл ЗС ТЭЦ и в р. Томь.

Все сточные воды ЗСМК отводятся в собственный пруд-охладитель и шламохранилище, и используются только в оборотном цикле ЗСМК.

На питьевые нужды и в систему пожарного водопровода вода поступает из пожаро-хозяйственного водопровода ЗСМК, запитанного от городских сетей.

Сточные воды от хозяйственно-бытовых нужд ЗС ТЭЦ передаются в хозфекальную канализацию ЗСМК и далее на городские очистные сооружения.

Собственных очистных сооружений ЗС ТЭЦ не имеет. Пруд-охладитель осуществляет частичную механическую очистку сбрасываемых вод.

Условия оказания услуг по:

подаче технической воды;

приему и перекачке хозбытовых стоков и обеспечению пожаро-хозяйственной водой;

приему сточных вод на шламонакопитель и возврату осветленной воды, определяются ежегодно заключаемыми договорами между ОАО ЗСМК и ЗС ТЭЦ

Оперативные взаимоотношения и технические условия эксплуатации ГТС определены «Производственно-технической инструкцией по техническому водоснабжению ЗС ТЭЦ и ОАО ЗСМК (ПТИ №2 от 01.10.1995г.).

КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАНЕЕ ПРОВЕДЕННЫХ РЕКОНСТРУКЦИЯХ.

Характерной особенностью эксплуатации объединённой системы технического водоснабжения Зап.-Сиб. ТЭЦ и ЗСМК до 1991 г. являлось то, что водооборотные системы обоих предприятий были замкнуты друг на друга через насосную 1-го подъема №1, посредством которой техническая вода из оборотного цикла ЗСМК (грязного цикла) подавалась в системы техводоснабжения не только ЗСМК, но и ЗС ТЭЦ (Рис.1 приложение). Таким образом ливневые стоки с промплощадок обоих предприятий, сточные воды промышленного значения, попадая в систему левый ливневый коллектор --пруд-охладитель ЗСМК - насосная 1-го подъема №1, вносились в оборотный цикл ЗС ТЭЦ, что приводило к значительному повышению уровня загрязненности общей системы водоснабжения предприятий и вызывало необходимость осуществления продувок обоих прудов-охладителей в больших объемах.

Главным фактором, диктующим степень продувки прудов, являлось накопление хлоридов в оборотной воде. При превышении концентрации более чем 20 мг/л, возникает угроза разрушения трубок теплообменников (конденсаторов турбин, бойлерных установок и др. оборудования), изготовленных из латуни, из-за вымывания цинка.

Чувствительной к качеству воды является также и водоподготовительная установка паровоздуходувной станции (ПВС) ЗСМК, которая вообще не может работать на воде, содержащей промышленную органику, поскольку последняя является ядом для ионообменных смол.

Два последних обстоятельства не были учтены при проектировании и были выявлены в ходе освоения работы общей системы водоснабжения при изучении причин повышения аварийности конденсаторов турбин ЗС ТЭЦ и турбовоздуходувок ПВС, а также резкого снижения емкости ионообменных фильтров ВПУ предприятий.

После длительной подготовки и проведения капиталоемких технических мероприятий завершения строительства насосной 1-го подъема №2 и прокладки напорных и сбросных циркводоводов ), водооборотные системы предприятий были разомкнуты. Насосная 1-го подъема №1 была выведена для подачи техводы только на металлургический цикл ЗСМК, который менее чувствительный к уровню загрязнений. Засоленные стоки от ВПУ обоих предприятий были переведены в систему гидроотвального хозяйства ЗСМК.

Тем самым, разделение водооборотных систем ЗС ТЭЦ и ЗСМК, с прекращением подачи на ТЭЦ воды с насосной станции 1-го подъема №1, обеспечило защиту водооборотной системы ЗС ТЭЦ от попадания загрязнений из оборотной системы ЗСМК. По своему качеству вода в оборотной системе ЗС ТЭЦ стала мало отличаться от речной, что позволило отработавшую воду на конденсаторах турбин ТЭЦ, использовать в качестве свежей воды на ВПУ ПВС ЗСМК.

В целом, проведенная реконструкция позволила сократить общий объем водопотребления из р. Томь к уровню 1991 года в три раза, объем сбросов более чем в четыре раза.

2.3.12 Внешние гидротехнические сооружения технического водоснабжения ТЭЦ

Внешние гидротехнические сооружения технического водоснабжения являются общими для ЗС ТЭЦ и ОАО ЗСМК и построены с 1-ой и 2-ой очередями строительства.

В систему внешних гидротехнических сооружений технического водоснабжения Зап-Сиб ТЭЦ входят:

береговая насосная станция с водозаборнным ковшом на р. Томь;

открытый подводящий канал холодной воды;

насосная станция подпитки тепловых сетей;

насосные станции первого подъема № 1 и № 2 ЗСТЭЦ;

насосная станция 2-го подъема ЗС ТЭЦ;

пруд-охладитель ЗС ТЭЦ;

промливневая канализация;

гидрозолоудаление.

Береговая насосная станция

Береговая насосная станция располагается на расстоянии 9,4км от главных корпусов турбинного цеха. Насосная предназначена для забора исходной воды из реки Томь, для обеспечения водоснабжения ЗСТЭЦ и поддержания необходимого уровня в холодном подводящем канале протяженностью 5,4км. Управление оборудованием береговой насосной станции осуществляется по месту.

Характеристика насосов береговой станции.

№ п/п	Наименование насосов / эл.двигателей	Тип	Кол-во	Производительность, м3/ч	Напор, м.в.с	Оборот, об/мин	Мощн двиг., кВт	Сила тока	Напр-ие, В
1	Пропеллерные ВВД 170/34-46	ОП-5-110	6	13000	7,6	365	500	71	6000
2	Дренажные самовсасывающие	С-666	2	120	20	2980	7	14,2	380

Насосная станция подпитки теплосети.

Насосная предназначена для подачи воды из холодного канала на водоподготовку для приготовления химически очищенной и деаэрированной воды. Далее по циклу вода используется для восполнения потерь сетевой воды в открытых системах теплоснабжения. Управление оборудованием насосной станции осуществляется по месту.

Характеристика насосов насосной станции ПТС.

№ п/п	Наименование насосов / эл.двигателей	Тип	Кол-во	Производитель-ность, м3/ч	Напор, м.в.ст.	Оборот, об/мин	Мощн двиг., кВт	Сила тока, А	Напр-ие, В
1	Насосы добавочной воды ПТС №№ 1,2,3	20-Дб	3	2500	47	985	800	55	6000
2	Дренажные насосы №1,2	НЦС-1	2	130	20	1450	14		380
3	Вакуумные насосы №1,2	ВН-6г	2	9,3	20	980	22		380

Циркуляционная насосная станция №1 первого подъема.

Насосная станция предназначена для обеспечения циркуляционной водой ЗСМК и ЗСТЭЦ. Насосная станция располагается в конце холодного подводящего канала. Управление оборудованием насосной станции - местное. Насосная станция оборудована камерой переключения, для распределения циркуляционной воды по четырем водоводам Ду = 1200мм. Машинный зал насосной станции и камера переключения располагаются в отдельно стоящих зданиях.

Характеристика насосов насосной станции №1 I подъема .

№ п/п	Наименование насосов / эл.двигателей	Тип	Кол-во	Производитель- ность, м3/ч	Напор м.в.ст.	Оборот об/мин	Мощн двиг., кВт	Сила тока, А	Напр-ие, В
1	Циркуляционные насосы №№ 1-10	32Д-19	10	6500	26	730	680	74,8	6000
2	Насосы опорожнения водоводов №1,2	8-К-12	2	280	29	1450	40	76	380
3	Дренажные насосы №1,2	С-245	2	100	16	1440	10	14,2	380
4	Дренажный насос кабельного канала	С-798	1	50	20	2890	2,8		380
5	Дренажный насос камеры переключений	НЦС-1	1	130	20	1450	14		380

Циркуляционная насосная станция №2 первого подъема.

Насосная станция предназначена для обеспечения циркуляционной водой ЗСТЭЦ. Насосная станция располагается на расстоянии 4,4км от береговой насосной станции. Управление оборудованием насосной станции - местное. Насосная станция оборудована камерой переключения, для распределения циркуляционной воды по двум водоводам Ду = 1400мм. Машинный зал насосной станции и камера переключения располагаются в отдельно стоящих зданиях.

Характеристика насосов насосной станции №2 I подъема

№ п/п	Наименование насосов / эл.двигателей	Тип	Кол-во	Производитель ность, м3/ч	Напор м.в.с	Обороты, об/мин	Тип эл.двигателя	Мощн двиг., кВт	Напряже ние, В
1	Циркуляцион ные насосы	96ДПВ 4,5/23К	6	16200	22	495	АВ-17-31-12	1275	6000
2	Дренажный насос Насосной станции	НЦС-1	2	120	11,3	2910	АО2-42-2	7,5	380
3	Промывочный	4КМ-8	2	120	43	2950	А2-62-2	22	380
4	Дренажный насос туннеля	IВ-20/10	1	16	100		ВАО64-4	13	380

Циркуляционная насосная станция второго подъема

Насосная станция предназначена для обеспечения ЗСМК циркуляционной водой использованной в технологическом цикле на ЗСТЭЦ. Насосная станция располагается на территории ЗСТЭЦ вне главных корпусов турбинного цеха. Управление оборудованием насосной станции осуществляется по месту и с дополнительного щита управления находящегося в турбинном цехе - 1. Насосная станция оборудована камерой переключения, для распределения циркуляционной воды по двум Ду = 1200мм. Машинный зал насосной станции и камера переключения располагаются в одном здании, но в разных помещениях.

Характеристика насосов насосной станции II подъема.

№ п/п	Наименование насосов / эл.двигателей	Тип	Кол-во	Производитель-ность, м3/ч	Напор, м.в.с	Обороты, об/мин	Мощн. двиг., кВт	Напряжение, В
1	Циркуляционные насосы	32Д-19б	5	5900	16,5	730	400	6000
2	Дренажные	С-666	2	120	20	2980	7	380
3	Вакуумные	КВН-8	2	40	-	1450	2,2	380

Насосная станция горячего водоснабжения

Насосная станция горячего водоснабжения предназначена для подпитки тепловых сетей из аккумулирующих баков в часы максимального водоразбора (с600 до 2330 )

Насосная станция располагается на территории ЗСТЭЦ вне главных корпусов турбинного цеха.

Характеристика насосов насосной горячего водоснабжения.

Место установки	Тип	Мощность квт	Кол-во, шт.	Напряж., в	Давление, м.в.с.	Произв., м3/ч.
	Насоса	Эл.дв-ля
Насосная горячего водоснабжения	Д650/90 Д800/57 3В200-2	А102-4М А3315 М493 ВАО45ОМ А2-Р13	160 200 200	1 1 3	380 380 6000	90 57 92,5	600 800 500

Характеристика насосов пожарохозяйственной насосной

Наименование насосов	Тип насосов	Кол-во, шт.	Про-изводительность, м3/ч	На-пор, м.в.с	Высота вса-са, м. в.с.	Тип двигателя	Число оборотов, об/мин	Мощность, кВт	Напря-жение, в
1	2		3	4	5	6	7	8	9
Хозяйственные №№ 1, 2	4к-6а	2	85	76	6,4	А-62-81-2	2920	40	380
Пожарные №№ 3, 4	-//-	2	85	76	6,4	-//-	2920	40	380
Пожарные №№ 5, 6	4НДВ-60	2	180	97		АС2-91-2	2960	75	380
Пожарные, дизельные №№ 7 и 8	6МС-7	2	175	86	5	1Д6	1500	114	-
Хозяйственный в служебном корпусе I очереди	АНС-40	1	40	41,5	5		2940

Внешние тепловые сети, находящиеся на балансе ТЭЦ

Направление тепловывода	Диаметр, мм	Надземная прокладка, м	Подземная прокладка, м	Количество труб
Завод-I прямая	Ду=800	230	-	1
Завод-I обратная	Ду=800	230	-	1
Завод-II прямая	Ду=800	230	-	1
Завод-II обратная	Ду=800	230	-	1
Завод-III прямая	Ду=1200	150	-	1
Завод-III обратная	Ду=1200	150	-	1
Западный вывод («Поселок») прямая	Ду=1200	470	-	1
Западный вывод («Поселок») обратная	Ду=1200	470	-	1

2.3.13 Объединенная схема техводоснабжения

2.3.14 Условия эксплуатации турбоагрегатов

Нормативная продолжительность пусков из различных тепловых состояний турбоагрегатов, установленных на ЗС ТЭЦ.

№№ п\п	Тип оборудования	ст. №№	Время пуска ТГ и К/А из холодного состояния до вкл. в сеть \ до набора номинальной нагрузки, (час)	Время пуска ТГ и К/А из горячего состояния до вкл. в сеть \ до набора номинальной нагрузки, (час)	Время пуска ТГ и К/А из неостывшего состояния до вкл. в сеть \ до набора номинальной нагрузки, (час)
ТУРБОАГРЕГАТЫ
1	ПТ-60/75-130	1	3час20мин \ 7час15мин	35мин \ 2час10мин.	2час15мин \ 5час15мин.
2	Т-50-130	2	2час35мин \ 5час55мин	35мин \ 1час40мин.	1час10мин \ 4час20мин
3	Т-60/65-130	3	-------------«»---------------	-------------«»---------------	-------------«»---------------
4	Т-100/120-130-2	4	2час40мин \ 6час30мин	30мин \ 2час30мин	1час15мин \ 4час20мин
5	Т-110/120-130-3	5	--------------«»-------------	--------------«»-------------	--------------«»-------------
6	Т-110-120-130-4	6,7	--------------«»-------------	--------------«»-------------	--------------«»-------------

Эксплуатация, ремонт и наладка устройств защиты т.г производится персоналом цеха ТАИ.

В обязанность персонала ТЦ входит включение защиты и контроль за ее работой и состоянием приборов.

Защита т.г включается машинистом т.г перед толчком ротора во время пуска т.г при открытом стопорном клапане, после получения подтверждения от дежурного слесаря-прибориста о готовности защиты, который должен проверить все приборы защит и отключить ключом защиты, препятствующих пуску - по снижению вакуума, температуры пара.

Выключение защит, препятствующих пуску машинист должен потребовать от дежурного слесаря-прибориста при установившемся вакууме и нормальной температуре пара, перед включением генератора после пуска турбины.

2.4 Цех тепловой автоматики и измерений

Цех тепловой автоматики и измерений обеспечивает эксплуатацию и ремонтное обслуживание всего обширного комплекса измерительной и регулирующей аппаратуры станции. Цех контрольно - измерительных приборов и автоматики был организован в 1962 году. В 1963 ТЭЦ была передана в РЭУ «Кузбассэнерго», а участок переименован в цех тепловой автоматики и измерений (ТАИ).

Персонал цеха занимается ремонтом и обслуживанием контрольно - измерительных приборов, тепловой автоматики, схем защиты и сигнализации, электроприводов АСУ основного оборудования ТЭЦ.

В цехе трудятся работники, профессиональный уровень которых позволяет не только справляться с текущими проблемами, но и решать перспективные задачи развития производства.

2.4.1 Внедренные и эксплуатируемые на ТЭС системы

«Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ».

В состав АИИС входят:

· информационно-вычислительный комплекс (ИВК)

· информационно-вычислительных комплексов электроустановок (ИВКЭ);

· информационно-измерительных комплексов (ИИК);

· система обеспечения единого времени (СОЕВ).

АИИС КУЭ ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ» предназначена для автоматизации процессов измерения, сбора, обработки и хранения информации по учету электроэнергии, диагностической информации по состоянию технических средств АИИС, а также обеспечения интерфейсов доступа к этой информации.

Целью создания и функционирования АИИС КУЭ ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ» является измерение количества электрической энергии, позволяющее определить величины учетных показателей, используемых ОАО «Западно-Сибирская ТЭЦ» в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии.

Перечень присоединений, на которых установлены средства коммерческого учета электроэнергии: генераторы, ячейки ГРУ 10 кВ, системы шин 110 кВ.

В состав АСУ ЗС ТЭЦ входят следующие информационно-вычислительные системы (ИВС):

ИВС общестанционного уровня в составе:

Персональный компьютер 1шт.

(работает одновременно на АСУТП потребителей тепла и пара)

Эксплуатируемые задачи (7 шт.):

Число входных сигналов АСУ 42 шт.

Из них:

Нормирующих преобразователей 42 шт.

Технологические микроконтроллеры ТСМ 51 4шт.

Количество обрабатываемых сигналов 417

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры ТКМ 51 4шт.

Персональный компьютер 1шт.

ИВС общестанционного уровня введена в эксплуатацию в 1994 году, произведена модернизация в 1999 году.

Сбор, ведение архива и отображение в реальном времени основных параметров (расход, давление, температура перегретого пара, питательной воды) по котлоагрегатам и турбоагрегатам ЗС ТЭЦ.

ИВС турбоагрегата №1 в составе:

Число входных сигналов АСУ 268

Из них:

Параметры температуры 33

Другие аналоговые* 87

Состояние эл. двигателей и задвижек, защит 148

Технологические микроконтроллеры ТСМ 51 4шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры ТКМ 51

Персональный компьютер (АРМ машиниста ТА №1)

*-параметры расхода, давления, уровня, ток двигателей, положение клапанов

ИВС турбоагрегата №1 введена в эксплуатацию в 2000 году.

Сбор, ведение архива и отображение в реальном времени технологических параметров турбоагрегата №1 ЗС ТЭЦ.

ИВС турбоагрегата №2 в составе:

Число входных сигналов АСУ 337

Из них:

Параметры температуры 33

Другие аналоговые* 123

Состояние эл. двигателей и задвижек, защит 177

Технологические микроконтроллеры ТСМ 51 4шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры ТКМ 51

ИВС турбоагрегата №2 введена в эксплуатацию в 2002 году.

Сбор, ведение архива и отображение в реальном времени технологических параметров турбоагрегата №2 ЗС ТЭЦ.

ИВС турбоагрегата №3 в составе:

Число входных сигналов АСУ 456

Из них:

Параметры температуры 34

Другие аналоговые* 132

Состояние эл. двигателей и задвижек, защит 290

Технологические микроконтроллеры ТСМ 51 6шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры ТКМ 51

Промышленный компьютер (АРМ старшего машиниста ТЦ I очереди)

*-параметры расхода, давления, уровня, ток двигателей, положение клапанов.

ИВС турбоагрегата №3 введена в эксплуатацию в 1998 году.

Сбор, ведение архива и отображение в реальном времени технологических параметров турбоагрегата №3 ЗС ТЭЦ.

ИВС котлоагрегата №3 в составе:

Число входных сигналов АСУ 278

Из них:

Параметры температуры 10

Другие аналоговые* 177

Состояние эл. двигателей и задвижек, защит 91

Технологические микроконтроллеры ТСМ 51 5шт.

Сетевые платы Bitbus 1шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры ТКМ 51

Промышленный компьютер *-параметры расхода, давления, уровня, ток двигателей, положение клапанов.

ИВС котлоагрегата №3 введена в эксплуатацию в 1999 году.

Сбор, ведение архива и отображение в реальном времени технологических параметров котлоагрегата №3 ЗС ТЭЦ.

АСР турбоагрегата №3 в составе:

Число входных сигналов АСУ 278

Из них:

Параметры температуры 10

Другие аналоговые* 177

Состояние эл. двигателей и задвижек, защит 91

Технологические микроконтроллеры ТСМ 51 5шт.

Сетевые платы Bitbus 1шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры ТКМ 51

Промышленный компьютер

*-параметры расхода, давления, уровня, ток двигателей, положение клапанов.

АСР турбоагрегата №3 введена в эксплуатацию в 2003 году.

Автоматическое регулирование технологических параметров турбоагрегата №3 ЗС ТЭЦ.

Система виброконтроля и диагностики турбоагрегата №2 в составе:

Число входных сигналов АСУ 50

Из них:

Аналоговые 46

Дискретные 4

Сервер системы СВИД 1шт.

Контроллер сбора и обработки данных 1шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры сервер системы СВИД

Система виброконтроля и диагностики турбоагрегата №2 введена в эксплуатацию в 2004 году.

Контроль вибрации опор подшипников турбогенератора №2, ведение архива данных параметров, работает в системе защиты.

Система виброконтроля и диагностики турбоагрегата №4 в составе:

Число входных сигналов АСУ 96

Из них:

Аналоговые 92

Дискретные 4

Сервер системы СВИД 1шт.

Контроллер сбора и обработки данных 4шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры сервер системы СВИД

Система виброконтроля и диагностики турбоагрегата №4 введена в эксплуатацию в 2003 году.

Контроль вибрации опор подшипников турбогенератора №4, ведение архива данных параметров, работает в системе защиты.

АСУ багерной насосной станции №2 в составе:

Число входных сигналов АСУ 752

Из них:

Аналоговые 162

Дискретные 590

Число входных дискретных сигналов 288

Сервер системы управления БНС №2 1шт.

Контроллер МФК 2шт.

Электронные блоки умощнения сигналов ТСВ (8 каналов) 18 шт.

Модули УСО контроллеров 4шт.

Контроллер сбора и обработки данных 4шт.

Круглосуточно работают:

Микроконтроллеры сервер системы СВИД

Автоматизированная система управления БНС №2 введена в эксплуатацию в 2003 году.

Контроль и оперативная информация о работоспособности оборудования БНС №2. В персективе удаленный доступ к управлению оборудоваем с ГРЩУ I ЗС ТЭЦ.

Автоматизированная система теплового учета на ЗС ТЭЦ (включая БНС №2) в составе:

Число входных сигналов АСУ 65

Из них:

Аналоговые 65

Дискретные 0

Число входных дискретных сигналов 288

Сервер системы теплосеть 1шт.

Теплосчетчики 8шт.

Круглосуточно работают:

Сервер системы теплосеть

Теплосчетчики

Микроконтроллеры сервер системы СВИД

Автоматизированная система теплового учета на ЗС ТЭЦ введена в эксплуатацию в 2002 году.

Организация учета потребляемой тепловой энергии, отпущенной в водяные системы теплоснабжения.

Автоматизированная система взвешивания железнодорожных вагонов в составе:

Сервер АСВ жд. Вагонов 1шт.

Контроллер С1-6000 2шт.

Тензометрические датчики 8шт.

Автоматизированная система взвешивания железнодорожных вагонов на ЗС ТЭЦ введена в эксплуатацию в 2001 году.

Информационно-измерительный комплекс Moskad (KAMA INSTRUMETS) в составе:

Расходомер PROMAG 50 P 15 шт.

Датчик температуры TST 10 17шт.

Датчик давления CERABAR TPMC 17 шт.

Устройство обработки данных RTU 1шт.

Центральная компьютерная станция 1шт.

ИИК Moskad введен в эксплуатацию в 2004 году.

Информационно-измерительный комплекс Moskad предназначен для организации учета тепловой энергии и теплоносителя, отпущенных в водяные системы теплоснабжения.

2.5 Химический цех

Описание работы оборудования ХВО

2.5.1 Схема обессоливания

ВПУ для подпитки котлов высокого давления работает по схеме двухступенчатого обессоливания:

ХВО №1: (приложение №2)

Коагуляция сернокислым алюминием при окисляемости исходной воды больше 2,0 мг/дм3, осветлители (3шт.) - баки осветленной воды (2шт.) - насосы перекачки из промбака (2 шт.) - механические фильтры (4шт.) - водород-катионитовые фильтры 1 ступени (4шт.) - анионитовые фильтры 1 ступени (4шт.) - декарбонизатор (2шт.) - баки частично-обессоленной воды (2 шт.) - насосы частично-обессоленной воды (3 шт.) - водород-катионитовые фильтры 2 ступени (3шт.) - анионитовые фильтры 2 ступени (4шт.).

Проектная производительность установки Q = 200 м3/ч.

ХВО №2: (приложение №3,4)

Коагуляция сернокислым алюминием в паводок, осветлители (6шт.) -баки осветленной воды (2шт.) - насосы осветленной воды (3шт.) - механические фильтры (10шт.) - водород-катионитовые фильтры 1 ступени (3шт.) - анионитовые фильтры 1 ступени (3шт.) - декарбонизатор (1шт.) - баки частично-обессоленной воды (2шт.) - насосы частично-обессоленной воды (2шт.) - водород-катионитовые фильтры 2 ступени (2 шт.) - анионитовые фильтры 2 ступени (3шт.).

Проектная производительность установки Q = 100 м3/ч.

2.5.2 Схема подпитки теплосети

Умягченная вода для подпитки теплосети ЗС ТЭЦ подготавливается по схеме одноступенчатое натрийкатионирование:

Коагуляция сернокислым алюминием в паводок, осветлители (6 шт.) - баки осветленной воды (2шт.) - насосы осветленной воды (3шт.) - механические фильтры (10 шт.) - натрий-катионитовые фильтры ХВО №1 (9шт.) - баки запаса химочищенной воды ХВО №1 (2шт.) - насосы химочищенной воды ХВО №1 (3шт.); натрий-катионитовые фильтры ХВО №2 (10шт.) - баки запаса химочищенной воды ХВО №2 (2шт.) - насосы химочищенной воды ХВО №2 (3шт.).

Проектная производительность установки ХВО №1 Q= 800 м3/ч.

Проектная производительность установки ХВО №2 Q= 1600 м3/ч.

Общая проектная производительность ХВО по химочищенной

воде Q=2400 м3/ч.

Фактическая производительность в 2001 году химобессоленной воды:

858962 м3 или 99 м3/ч.

Фактическая производительность в 2001 году химочищенной воды:

11104621 т или 1268 м3/ч.

Схема нейтрализации отмывочных вод ХВО №1

Отмывочные воды с обессоливающей установки ХВО №1 поступают в баки нейтрализации:

БН №1 V=50 м3

БН №3 V=140 м3

БН №4 V=200 м3

В баках нейтрализации кислые и щелочные воды нейтрализуются. Из баков нейтрализации вода поступает в бак сбора дренажных вод V = 16 м3, из бак сбора дренажные воды перекачиваются насосами перекачки сбросных вод Q = 315 м3/ч (2 шт.) в бак нейтрализации котельного цеха 2 оч., V=400 м3.



Расход хим. очищенной воды по месяцам 2008 года

МЕСЯЦЫ	Расход хим. очищенной воды	Всего отпущено подпиточной воды, тн
	ЗСМК и его субабо-ненты	Западный и Ильинский тепловывода	Хозяйствен-ные нужды ТЭЦ	ООО «Сибтранском»
ЯНВАРЬ	220984	625577	799	-	847360
ФЕВРАЛЬ	211717	617373	785	-	829875
МАРТ	201596	698783	776	-	901155
АПРЕЛЬ	141481	680165	770	-	822416
МАЙ	180261	372340	760	-	553361
ИЮНЬ	156540	689677	747	-	846964
ИЮЛЬ	148363	600033	748	-	749144
АВГУСТ	150635	625154	749	-	776538
СЕНТЯБРЬ	232303	707806	748	-	940857
ОКТЯБРЬ	289910,145	666166	770,855	-	956847
НОЯБРЬ	268184	639472	783	-	908439
ДЕКАБРЬ	400429	614937	749	-	1016115
ЗА ГОД	2602403,145	7537483	9184,855	-	10149071

2.5.3 Химическая лаборатория

Основным средством наблюдения за поведением воды и пара по всему тракту ТЭЦ, их взаимодействием с конструкционными материалами, переносом имеющихся в них загрязнении в котлы, турбины и другие теплоэнергетическое оборудование является химический контроль.

Химический контроль качества пароводяного хозяйства, качества воды системы централизованного горячего водоснабжения на электростанции должен обеспечивать:

своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосилового оборудования, приводящих: к коррозии, накипеобразованию и отложениям; ухудшению качества и условий водоснабжения населения;

определение качества или состава воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, сточных вод;

определение качества подпиточной, сетевой воды в соответствии санитарно-эпидемиологическими правилами и нормативами СанПиН 2.1.4.1074-01.

Определение показателей качества среды осуществляется с помощью следующих видов контроля:

автоматического непрерывного химического контроля регулируемых показателей качества теплоносителя (электрической проводимости и электрической проводимости Н-катионированной пробы; значения рН;

ручного периодического химического контроля, применяемого для определения содержания в теплоносителе продуктов коррозии и ряда корректирующих присадок, установления источника загрязнения при нарушениях ВХР, поверки правильности показаний автоматических приборов, проведения эксплуатационного химического контроля при отсутствии или временной неисправности приборов автоматического контроля.

Для ручного отбора проб теплоносителя водяной тракт оборудуется отдельными пробоотборными устройствами и линиями. Не допускается использовать для ручного контроля слива от автоматических приборов непрерывного действия. Ручной контроль электрической проводимости и рН осуществляют при подключении первичных преобразователей приборов непосредственно к точкам отбора проб, для чего используют переносные приборы или вывод проб в специальные помещения. Длина пробоотборной линии должна быть минимальной в целях предотвращения осаждения примесей из пробы и запаздывания показаний.

При эксплуатационных режимах продувка пробоотборных линий выполняется 1 раз в декаду в течение 1 мин не менее чем за час до отбора пробы. Регулирование расхода пробы осуществляется также за 1 час до отбора пробы.

При эксплуатации автоматических приборов руководствуются указаниями заводов-изготовителей по поверке и обслуживанию приборов.

Регистрация показаний приборов автоматического химического контроля проводится два раза в смену с записью их в суточную ведомость. С момента обнаружения нарушения норм ПТЭ запись показателей выполняется один раз в час с указанием времени начала и окончания нарушений ВХР. В графе «Примечания» суточной ведомости указываются меры, принятые для ликвидации нарушения ВХР.

Данные контроля автоматическими приборами ежесуточно анализируются начальником химического цеха или химической лабораторией и подлежат архивации.

Отбор и подготовка проб воды

Непременным условием правильного определения качества воды является отбор представительной пробы, состав которой был бы таким же, как и состав контролируемой воды. Неправильно отобранная проба обесценивает анализ.

Объем отбираемой пробы должен быть достаточным для выполнения, а в случае необходимости и повторения анализа. Количество воды, необходимое для выполнения анализа, зависит от требуемой его точности, чувствительности применяемого метода, числа определяемых компонентов и их концентраций. Пробы воды необходимо отбирать в чистую посуду с чистыми пробками.

При вводе в эксплуатацию новых пробоотборных линий необходимо их подготовка пропусканием контролируемой среды в течение не менее 24 часов до начала пробоотбора.

Нормы качества воды, причины ухудшения и их устранения

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

общая жесткость, мкг-экв/дм3 - не более 1;

содержание кремниевой кислоты, мкг/дм3 - не более 250;

содержание соединений натрия, мкг/дм3 - не более 80;

удельная электрическая проводимость, мкСм/см - не более 2,0.

В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть скорректированы АО-энерго в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения норм качества питательной воды.

Аммиачная обработка питательной воды посредством ввода аммиака в химобессоленную воду осуществляется для связывания остатков углекислоты, после термической деаэрации (NH4OH+CO2=NH4HCO3), предупреждения коррозии металла конденсатно-питательного тракта котлов путем повышения значения рН питательной воды в соответствии с требованиями ПТЭ. Снижение значения рН интенсифицирует коррозию стали конденсатно-питательного тракта, большинство продуктов коррозии в условиях работы котла высокого давления отлагается на поверхностях нагрева, практически не удаляясь с непрерывной продувкой. Повышение значения рН, вызванное передозировкой аммиака, приводит к коррозии медьсодержащих сплавов.

При повышении содержания кремнекислоты, электрической проводимости питательной воды без значительной увеличения жесткости НСХЦ необходимо:

проверить качество химобессоленной воды на выходе с ВПУ и в баке V=200 м3, принять меры к дренированию бака с некачественной водой и немедленно приступить к наладке технологического режима работы ВПУ.

При снижении значения рН питательной воды НСХЦ необходимо:

проверить содержание аммиака после точки его ввода, осуществить наладку режима амминирования для достижения эксплуатационной нормы дозы аммиака по результатам анализа рН (щелочности) за точкой ввода;

отключить оборудование ВПУ, показатели качества фильтра которого превышают нормы (анионитовые фильтры I, II ступеней).

При повышении норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты, соединений натрия не более, чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 часов. До устранения причин нарушения качества питательной воды НСХЦ необходимо:

сообщить НСС, НСТЦ, НСКЦ, руководству химического цеха;

дать указание персоналу ХЦ увеличить концентрацию раствора фосфата в рабочем растворе.

При ухудшении качества котловой воды:

При попадании в котел нелетучих потенциально кислых соединений (снижение рН котловой воды на 0,5 ед. рН и более) НСХЦ необходимо:

сообщить НСС, НСТЦ, НСКЦ, руководству химического цеха.

При изменении концентрации фосфатов, рН, щелочности, соотношений Щф, Що, Na/РО4, электрической проводимости котловой воды по сравнению со средними значениями, соответствующими нормальному режиму эксплуатации, необходимо:

проверить концентрацию рабочих растворов тринатрий-фосфата и едкого натра; при необходимости приготовить новый раствор требуемой концентрации;

проверить содержание соединений натрия, жесткости и аммиака в питательной воде;

наладить нормальный режим амминирования;

проверить качество химобессоленной воды на щелочность (присутствие органических соединений);

принять меры к снижению содержания натрия в питательной воде, а при невозможности этого изменить количество едкого натра, добавляемого в рабочий раствор фосфата.

Химобессоленная вода для подпитки электролизной установки должна удовлетворять нормам:

удельная электропроводимость, мкСм/см не более 5,0.

При повышении электропроводимости химобессоленной воды на ХВО№1 выше 5,0 мкСм/см НСХЦ сообщает НСЭЦ об ухудшении качества воды и отключает трубопровод химобессоленной воды на электролизерную.

Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам ПТЭ и Санитарным Правилам и Нормам 2.1.4.1074-01:

Показатель	Норма
- содержание свободной угольной кислоты	-8,3-9,0 (верхний предел допускается только при глубоком умягчении воды)
- содержание соединений железа, мг/дм3	- не более 0,3
- содержание растворенного кислорода, мкг/дм3	- не более 20
- количество взвешенных веществ, мг/дм3	- не более 5
- содержание нефтепродуктов, мг/дм3	- не более 0,1
- общая минерализация (сухой остаток), мг/дм3	- не более 1000
- жесткость общая, мг-экв/дм3	- не более 7
- поверхностно-активные вещества (ПАВ), анионоактивные, мг/дм3	- не более 0,5
- фенольный индекс, мг/дм3	- не более 0,25
- содержание алюминия, мг/дм3	- не более 0,5
- содержание соединений железа, мг/дм3	- не более 0,3
- содержание марганца, мг/дм3	- не более 0,1
- содержание меди, мг/дм3	- не более 1,0
- содержание нитратов, мг/дм3	- не более 45
- содержание сульфатов, мг/дм3	- не более 500
- содержание хлоридов, мг/дм3	- не более 350
- содержание цинка, мг/дм3	- не более 5,0
- содержание полиакриламида (ПАА), мг/дм3	- не более 2,0

ЛАБОРАТОРНЫЕ ПРИБОРЫ

Колориметр КФК-2

Колориметр фотоэлектрический концентрационный КФК-2 предназначен для измерения в отдельных участках диапазона длин волн 315-980 им, выделяемых светофильтрами, коэффициентов пропускания и оптической плотности жидкостных растворов и твердых тел, а также определения концентрации веществ в растворах методом построения градировочных графиков.

Фотометр фотоэлектрический КФК-3:

Фотометр фотоэлектрический КФК-3 предназначен для измерения коэффициентов пропускания и оптической плотности прозрачных жидкостных растворов и прозрачных твердых образцов, а также для измерения скорости изменения оптической плотности вещества и определения концентрации вещества в растворах после предварительной градуировки фотометра.

Иономер ЭВ-74

Универсальный иономер ЭВ-74 предназначается для определения в комплекте с ионселективными электродами активности одно- и двухвалентных анионов и катионов (величин рХ) в водных растворах, а также для измерения окислительно-восстановительных потенциалов (величины Eh) в этих же растворах.

Иономер состоит из преобразователя и подставки, предназначенной для крепления электродов и установки сосудов с контролируемым раствором. Работа иономера основана на преобразовании э.д.с. электродной системы в постоянный ток, пропорциональный измеряемой величине. Преобразование э.д.с. электродной системы в постоянный ток осуществляется высокосъемным преобразователем автокомпенсационного типа.

Иономер И-130

Иономер лабораторный И-130 предназначен для измерения активности ионов водорода (рН), активности других одновалентных анионов и катионов (рХ) и окислительно-восстановительных потенциалов (Еh) в цифровой форме и в виде аналогового сигнала напряжения постоянного тока.