1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА ПГУ-410Т 1.1 Состав пароводяного тракта ПГУ-410Т 1.1.1 В состав пароводяного тракта ПГУ-410Т (см. схему в приложение А) входят паровой котёл-утилизатор, паротурбинная установка (паровая турбина, конденсационная установка; теплофикационная установка, состоящая из двух подогревателей сетевой воды ПСГ-1 и ПСГ-2; система маслоснабжения; электрогидравлическая система регулирования и защиты), деаэрационная (деаэрационно-питательная) установка (деаэратор, группа питательных насосов), расширители и баки (система продувок, дренажей и слива). Нормативно, по условию ведения водно-химического режима (ВХР) пароводяного тракта: - выделены его особые участки – тракты: конденсатный, питательный, испарительный, паровой; - установлены нормативы качества теплоносителя для каждого участка пароводяного тракта. Нормативные значения параметров качества теплоносителя и объём химического контроля, установленные на период пуско-наладочных работ, приведены во временной карте ведения ВХР (приложение Б к настоящему отчёту). В приложении В к настоящему отчёту приведены на основании анализа результатов пуско-наладочных работ, комплексного опробования и начального этапа промышленной эксплуатации значения параметров качества теплоносителя и объём химического контроля, рекомендуемые для промышленной эксплуатации ПГУ-410Т. 1.2 Характеристики парового котла-утилизатора 1.2.1 Котёл-утилизатор паровой Еп-264/297/43-13,0/3,0/0,47558/558/237-11,6вв (заводская модель ЭМА-028-КУ) горизонтального типа с вертикальным расположением труб поверхностей нагрева, газоплотный, с естественной циркуляцией котловых вод и промежуточным перегревом пара является трёхконтурным котлом. В его состав входят контур ВД, соответствующего давлению свежего пара паровой турбины; контур СД, соответствующего давлению «холодного» пара, направляемого на промежуточный перегрев (промперегрев); контура низкого давления. Разработчиком и Поставщиком котла является ОАО «ЭМАльянс». Основным изготовителем котла-утилизатора является ОАО ТКЗ «Красный котельщик». 1.2.2 КУ имеет следующие основные параметры: 1 - паропроизводительность контура высокого давления (ВД), т/ч …………264 - паропроизводительность контура среднего давления (ВД), т/ч …………54,8 - паропроизводительность контура горячего промперегрева (ГПП), т/ч …297 - паропроизводительность контура низкого давления (НД), т/ч …………..43 - давление пара на выходе из контура высокого давления (абс.), МПа ….13,0 - давление пара на выходе из контура среднего давления (абс.), МПа ….3,14 - давление пара на выходе из контура горячего промперегрева (абс.), МПа.3,0 - давление пара на выходе из контура низкого давления (абс.), МПа …….0,47 - температура пара на выходе из контура высокого давления, ºС ………….558 - температура пара на выходе из контура среднего давления, ºС ……….333,6 - температура пара на выходе из контура горячего промперегрева, ºС ……558 - температура пара на выходе из контура низкого давления, ºС …………...237 - максимальная тепловая мощность ВВТО, МВт. ………………………....11,6 - расход питательной воды на входе в экономайзер ВД, т/ч ……………….263 - температура питательной воды на входе в экономайзер ВД, ºС ………..151,8 - избыточное давление питательной воды на входе в экономайзер ВД, МПа ………………………………………………………...14,0 - расход питательной воды на входе в экономайзер СД, т/ч ……………….54,8 - температура питательной воды на входе в экономайзер СД, ºС ………..150,2 - избыточное давление питательной воды на входе в экономайзер СД, МПа ………………………………………………………...3,25 - расход конденсата на ГПК, т/ч …………………………………………....360,9 - температура конденсата на уровне входного коллектора ГПК, ºС …..…60,0 - избыточное давление конденсата на уровне входного коллектора ГПК, МПа ………………………………………………………..0,84 1.2.3 КУ предназначен для работы на скользящих параметрах паров высокого давления, горячего промперегрева и низкого давления, определяемых расходом и температурой газов, поступающих в КУ от ГТУ, и характеристиками паровой турбины. 1.2.4 Пар при пуске КУ, сбросе электрической нагрузки, останове энергоблока, с учетом существующих ограничений, должен сбрасываться в пусковую РОУ. 2 1.2.5 Рабочий диапазон изменения паропроизводительности КУ, в том числе и насосного оборудования, должен соответствовать диапазону нагрузок ПГУ от 50 до 100 % от номинальной. Изменение паропроизводительности достигается изменением расхода топлива и воздуха в ГТУ. При этом изменяется расход и температура газов на входе в КУ. 1.2.6 Конструкция КУ обеспечивает: - возможность совмещённого пуска ГТУ и КУ по согласованному между разработчиками ГТУ и КУ алгоритму пуска; − организацию каскадной непрерывной продувки из БВД в БСД, из БСД в БНД, из БНД в расширитель непрерывной продувки; − отвод воды периодической продувки, вод аварийного слива, дренажей, сбросов от предохранительных клапанов ГПК и экономайзера в расши-ритель периодической продувки; − централизованный отбор проб вод и паров. Трубопроводы отборов проб изготовлены из аустенитной нержавеющей стали. − поддержание КУ в горячем резерве путём закрытия отсечного клапа-на на выходе из дымовой трубы при останове; − полное дренирование поверхностей нагрева и трубопроводов, а также возможность проведения их предпусковых и эксплуатационных промывок (химических очисток) и консерваций; КУ оснащён для защиты от превышения давлений пара: - контура высокого давления паровыми импульсными предохранительными клапанами; - контуров среднего и низкого давлений паровыми пружинными предохранительными клапанами. 1.2.7 Поверхности нагрева КУ скомпонованы в виде последовательно расположенных по ходу газов семи модулей: - модуль 1 (промперегреватель №. 3, пароперегреватель ВД №.3, промперегреватель №. 2); - модуль 2 (пароперегреватель ВД №. 2, промперегреватель №. 1); - модуль 3 (пароперегреватель ВД №. 1, испаритель ВД, пароперегреватель СД № 2); - модуль 4 (экономайзер ВД №. 2); - модуль 5 (пароперегреватель СД № 1, испаритель СД, пароперегреватель НД №2); - модуль 6 (экономайзер ВД №. 1, экономайзер СД, пароперегреватель НД № 1, испаритель НД); 3 - модуль 7 (газовый подогреватель конденсата ГПК). Для поддержания температуры конденсата на входе в ГПК не менее 60 °С и предотвращения конденсации водяных паров со стороны дымовых газов на его поверхности нагрева имеется трубопровод рециркуляции нагретого конденсата с выхода ГПК на вход. Рециркуляция конденсата производится рециркуляционным электронасосом (имеется два насоса рециркуляции РЦН-А (РЦН-Б): рабочий и резервный) производительностью 233 м3/ч и напором 125 м в. ст. На трубопроводе рециркуляции установлен водо-водяной теплообменник (ВВТО-1) для подогрева сетевой воды. Конденсат с выхода из ГПК КУподаётся в деаэратор питательной воды. На трубопроводе подвода конденсата к деаэратору установлены расходомерное устройство и узел питания, оборудованный регулирующими клапанами и запорными задвижками. Каждый модуль (блок) состоит из секций вертикальных труб с наружным просечным поперечным спирально-ленточным оребрением в сборе с коллекторами, элементов дистанционирования оребрённых труб, креплений для подвески секций блоков, потолочной части внутренней и наружной обшивки с тепло- и звукоизоляцией и элементов уплотнений. 1.2.8 Промежуточный пароперегреватель (ППП-3) и пароперегреватель высокого давления разделены на три ступени каждый для получения необходимого перегрева пара в пароперегревателе ВД. 1.3 Характеристики паротурбинной установки 1.3.1 Паротурбинный установка включает в себя: - паровую турбину (ЦВД и ЦНД); - конденсационную установку; - теплофикационную установку, состоящую из двух подогревателей сетевой воды (ПСГ-1 и ПСГ-2) с подводом к ним пара низкого давления после ступеней 24 и 22 соответственно; - систему маслоснабжения; - электрогидравлическую систему регулирования и защиты. 1.3.2 Краткая характеристика паровой турбины Паровая конденсационная турбина SST5-5000 фирмы Siemens мощностью 136 МВт с регулируемыми отборами пара на теплофикацию предназначена для непосредственного привода электрического генератора TLRI SGen5100A-2P . Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Пар на турбину подводится от КУ, имеющего три парообразующих контура высокого, среднего и низкого давления. 1.3.3 Конденсационная установка турбины состоит из: 4 - двухходового поверхностного конденсатора камерного типа с водяным охлаждением, с неразделенными водяными камерами; - двух вакуумных водяных насосов; - разрывной мембраны; - устройства для снятия вакуума; - трёх конденсатных насосов производительностью 304 м3/ч и напором 213 м в. ст.; - трубопроводов с арматурой. Конденсация отработанного пара турбины происходит за счёт передачи его теплоты охлаждающей (циркуляционной) воде. Выделяющиеся в конденсаторе газы отсасываются из него с помощью вакуумной установки. В конденсатор поступают следующие потоки: добавочная химически обессоленная вода (нормальный добавок); охлаждённый конденсат ПСГ; вода аварийной подпитки (в аварийной ситуации). 1.3.4 Подогреватели сетевой воды горизонтальные (ПСГ: один верхний, второй нижний), предназначаются для подогрева сетевой воды в теплофикационной системе паром двух теплофикационных отборов турбины. Номинальный массовый расход нагреваемой сетевой воды через ПСГ равен 2462 т/ч. Избыточное давление греющего пара в верхнем ПСГ равно 0,45 МПа, в нижнем ПСГ – 0,03 МПа. Каждый ПСГ оборудован охладителем конденсата (ОК ПСГ). Номинальный массовый расход нагреваемой сетевой воды через каждый ОК ПСГ равен 985 т/ч. Избыточные давления греющего пара в ПСГ и соответствующие давления конденсата в ОК ПСГ одинаковы. Для перекачки конденсатов греющего пара ПСГ в БГК, в конденсатор или в трубопровод конденсата перед БОУ установлены три дренажных насоса ПСГ, каждый производительностью 166 м3/ч и напором 246 м в. ст. 1.4 Деаэрационная установка 1.4.1 Деаэрационная (деаэрационно-питательная) установка предназначена для: - удаления из питательной воды газов, в том числе, коррозионно-активных; - создания рабочего резерва питательной воды для компенсации небаланса между расходом питательной воды в котёл-утилизатор и турбинного 5 конденсата с учётом добавочной воды для обеспечения устойчивой работы блока в переходных режимах; - подачи питательной воды в контуры высокого, среднего и низкого давлений КУ. 1.4.2 В состав деаэрационной установки блока ПГУ-410Т входят следующие элементы: - двухступенчатый деаэратор 10LAA01BB001 (NS-10UMD-###-TM-1864-009) повышенного давления Stork (Д). Первая ступень деаэрации форсуночная. Вторая ступень деаэрации барботажная. Барботажное устройство размещено в водяном объёме деаэраторного бака. Вместимость деаэраторного бака 48 м3. Номинальная производительность деаэратора по питательной воде 363,6 т/ч; - система трубопроводов обвязки деаэратора с арматурой; - предохранительные клапаны; - регулятор давления пара в деаэраторе (РДД); - регулятор уровня воды в деаэраторе (РУД); - средства измерений. 1.4.3 В верхнюю часть Д подводится конденсат от ГПК КУ, а в нижнюю часть подводится греющий пар. 1.4.4 Из Д питательная вода поступает на всас питательных насосов с электроприводами (ПЭН): - ПЭН ВД/СД марки HGC 5/7 производительностью 289 м3/ч и напором 17,3 МПа; - ПЭН НД марки MТС A65/3-51 производительностью 65,7 м3/ч и напором 126 м в. ст. 1.5 Расширители и баки (система продувок, дренажей и слива) 1.5.1 Один расширитель непрерывной продувки вместимостью 1,5 м3 10LCQ10BB001 (см. черт. NS-10UMD-###-TM-18-64-006) предназначен для расширения воды и сепарации выпара непрерывной продувки КУ. 1.5.2 Один расширитель периодической продувки вместимостью 5,5 м3 10LCQ20BB001 (см. черт. NS-10UMD-###-TM-18-64-007) предназначен для расширения воды периодических продувок КУ. 1.5.3 Один дренажный бак (ДрБ) вместимостью 40 м3 10LFC15BB001 (см. черт. NS-10UMD-###-TM-18-64-010) предназначен для сбора дренажных вод. 1.5.4 Два насоса дренажного бака (один насос рабочий, второй – резервный) производительностью 50 м3/ч, напором 55 м. вод. ст. 6 10LFC16AP001, 10LFC17AP001 (см. черт. NS-10UMD-###-TM-18-64-011) предназначены для перекачки дренажных вод из дренажного бака в БГК. 1.5.5 Один расширитель дренажей высокого давления вместимостью 1,5 м3 10LFC11BB001 (см. черт. NS-10UMD-###-TM-18-64-012). 1.5.6 Один расширитель дренажей низкого давления вместимостью 5,5 м3) 10LFC10BB001 (см. черт. NS-10UMD-###-TM-18-64-013). 1.5.7 Трубопроводы обвязки оборудования по п. 2.1.5.1 - 2.1.5.6. 1.6 Тепловая схема котлотурбинного цикла (пароводяного тракта) 1.6.1 Пусковая схема котлотурбинного цикла (пароводяного тракта) приведена в приложении А к настоящему отчёту 1.6.2 Теплофикационный блок ПГУ-410Т может работать в одном из режимов: теплофикационном или конденсационном. 1.6.3 При теплофикационном режиме блок работает с включенными подогревателями сетевой воды и несёт электрическую и тепловую нагрузку. 1.6.4 При конденсационном режиме блок несёт только электрическую нагрузку, подогреватели сетевой воды отключены. 1.7 Автоматизированная система управления технологическими процессами ПГУ-410Т 1.7.1 Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) ПГУ-410Т обеспечивает управление, регулирование, защиту и контроль всего оборудования, входящего в состав ПГУ, с блочного щита управления (БЩУ) как через собственные подсистемы, так и через агрегатные САУ, поставляемые комплектно с ГТУ, с паротурбинной установкой, с турбогенераторами и с ДКС. Связь между БЩУ и местными пультами управления оборудования осуществляется по цифровым (Profibas, Ethernet) и по «физическим» каналам связи. В помещении БЩУ размещаются оперативная станция управления с цветными дисплеями, резервный пульт аварийного управления и средства связи. Электропитание оборудования АСУ ТП осуществляется от агрегата бесперебойного питания. 2 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ВЕДЕНИЯ ВОДНОХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА ПГУ-410Т 2.1 Существующая общестанционная обессоливающая установка ХВО-2 2.1.1 Существующая общестанционная обессоливающая установка ХВО-2 производительностью 115 м3/ч в химическом цехе НСТЭЦ является 7 источником исходной воды для установки глубокого обессоливания добавочной воды. Исходной водой для приготовления добавочной воды, восполняющей потери вод, паров и конденсатов в цикле ПГУ-410Т является частично обессоленная вода от ХВО-2 НСТЭЦ. Средние значения показателей качества исходной воды приведены в таблице 2.1. Таблица 2.1 Показатели качества Единицы измерений Значения показателей Удельная электропроводность, приведённая к 25 оС от 0,5 до 0,8 Массовая концентрация мкг/дм3 соединений кремниевой кислоты в пересчёте на SiO2 от 20 до 36 Массовая концентрация натрия от 25 до 47 мкг/дм3 2.2 Установка приготовления обессоленной воды 2.2.1 Установка приготовления обессоленной добавочной воды (УПОВ, см. приложение Г) предназначена для приготовления глубоко обессоленной воды на восполнения потерь пара и конденсата в пароводяном тракте ПГУ. 2.2.2 В состав УПОВ входят: - два фильтра смешанного действия 00GCF21AT001, 00GCF22AT001 с внутренней регенерацией, производительностью до 150 м3/ч каждый. Один фильтр – в работе, второй - на регенерации или в резерве. Для предотвращения возможного выноса из ФСД зёрен ионообменных материалов на выходе каждого ФСД и на дренажном трубопроводе установлены ловушки ионитов. Вода в ФСД (00GCF21AТ001, 00GCF22AТ001) подаётся либо насосом подачи обессоленной воды 00GCF11AP001 (00GCF12AP001), либо существующим насосом обессоленной воды № 6 от ХВО-2 НСТЭЦ по трубопроводу 00GCF20BR002 с ручной запорной арматурой 00GCF20AA502, либо поступает с установки очистки загрязнённого конденсата после Н-катионитных фильтров 00GCB11AT001, 00GCB12AT001 (PI-диаграмма «Главный корпус. Установка очистки загрязнённого конденсата. Система обезжелезивания конденсата» чертеж NS-10UMD-GCB-WP-01-21-001). Один из двух насосов обессоленной воды 00GCF11AP001 (00GCF12AP001) рабочий, другой - резервный. Выбор рабочего насоса производится оператором. 8 На выходе каждого ФСД 00GCF21AТ001 (00GCF22AТ001) установлена ловушка ионитов 00GCF21AТ002 (00GCF22AТ002), которая оснащена трубопроводами с запорной арматурой. На дренажном трубопроводе 00GCR20BR201 установлена ловушка ионитов 00GCR20AТ001, которая оснащена трубопроводами с запорной арматурой. 2.2.3 Рабочий цикл ФСД с внутренней регенерацией состоит из следующих основных операций. 2.2.3.1 Работа; 2.2.3.2 -Отключение на регенерацию; 2.2.3.3 Спуск водяной подушки; 2.2.3.4 Перемешивание ионитов воздухом; 2.2.3.5 Заполнение водой с одновременной промывкой среднего дренажного устройства; 2.2.3.6 Взрыхление водой; 2.2.3.7 Разделение смеси ионитов; 2.2.3.8 Уплотнение слоя ионитов; 2.2.3.9 Пропуск регенерационных растворов; 2.2.3.10 Отмывка ионитов по линии регенерации; 2.2.3.11 Спуск водяной подушки; 2.2.3.12 Перемешивание ионитов; 2.2.3.13 Заполнение фильтра водой; 2.2.3.14 Окончательная отмывка ионитов; 2.2.3.15 Включение в работу или вывод в резерв; 2.2.3.16 Включение из резерва. В режиме «работа» ФСД производится глубоко обессоленная вода со следующими показателями качества (проектные требования): • удельная электрическая проводимость не более 0,2 мкСм/см; • массовая концентрация натрия не более 10 мкг/дм3; • массовая концентрация соединений кремниевой кислоты в пересчёте на SiO2 не более 20 мкг/дм3; • общая жёсткость менее предела чувствительности метода определения. На регенерацию ФСД выводится оператором с БЩУ или с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора БОУ при удельной электриче9 ской проводимости 0,2 мкСм/см (00GCF21CQ005, 00GCF22CQ005). (автоматический контроль) 2.2.4 Регенерация ФСД выполняется поэтапно. Её каждый этап запускается оператором с АРМ оператора БОУ согласно режимной карте ФСД, при этом предусматривается возможность проведения регенерации оператором с АРМ оператора БОУ в ручном режиме. При завершении каждого этапа на АРМ оператора БОУ поступает соответствующий сигнал. После визуального контроля успешного завершения этапа (при необходимости) оператор запускает следующий этап регенерации. 2.2.5 Арматура с электроприводом управляется дистанционно с БЩУ или с АРМ оператора БОУ. Насосы подачи обессоленной воды управляются с БЩУ. Возможно управление насосом обессоленной воды вручную с местного щита управления в помещении ХВО-2. 2.2.6 На АРМ оператора БОУ и БЩУ предусмотрена следующая сигнализация: − При уменьшении давления (00GCF10CP001) во всасывающем трубопроводе насоса подачи обессоленной воды до 20 кПа появляется предупреждающий сигнал: «Давление во всасывающем трубопроводе насосов подачи обессоленной воды 00GCF11AP001 (00GCF12AP001) низкое». − При отключении насоса подачи обессоленной воды 00GCF11AP001 (00GCF12AP001) появляется сигнал: «Насос подачи обессоленной воды 00GCF11AP001 (00GCF12AP001) отключен». − Если ФСД 00GCF21AT001 (00GCF22AT001) находится в работе и при этом удельная электропроводность на выходе с фильтра более 0,2 мкСм/см (00GCF21CQ005, 00GCF22CQ005) появляется сигнал: «Электропроводимость за ФСД 00GCF21AT001 (00GCF22AT001) высокая»; − Если при отмывке по трубопроводу регенерации ФСД удельная электропроводность сбросных вод менее 500 мкСм/см (00GCR20CQ005), появляется сигнал: «Электропроводимость сбросных вод по линии регенерации низкая»; − При удельной электропроводности обессоленной воды на выходе из обессоливающей установки более 0,2 мкСм/см (00GCF30CQ005) появляется сигнал: «Электропроводимость обессоленной воды высокая»; − Если ФСД 00GCF21AT001 (00GCF22AT001) находится в работе и при этом концентрация натрия на выходе из него более 10 мкг/дм 3 (00GCF21CQ004, 00GCF22CQ004) появляется сигнал: «Содержание натрия за ФСД 00GCF21AT001 (00GCF22AT001) высокое»; − При содержании натрия в обессоленной воде на выходе с обессоливающей установки более 10 мкг/дм3 (00GCF30CQ004) появляется сигнал: «Содержание натрия в обессоленной воде высокое»; 10 − При перепаде давления на ловушке ионита 00GCF21AT002 (00GCF22AT002) более 100 кПа (00GCF21CP001, 00GCF22CP001) появляется сигнал: «Перепад давления на ловушке ионита 00GCF21AT002 (00GCF22AT002) высокий». − При перепаде давления на ловушке ионита 00GCR20AT001 более 100 кПа (00GCR20CP001) появляется сигнал: «Перепад давления на ловушке ионита 00GCR20AT001 высокий». 2.3 Блочная обессоливающая установка 2.3.1 Блочная обессоливающая установка (см. приложение Д) предназначена для обессоливания турбинного конденсата. Её номинальная производительность равна 460 т/ч (370 м3/ч). 2.3.2 Блочная обессоливающая установка (БОУ) предназначена для очистки конденсата, выходящего из конденсатора турбины и подогревателей сетевой воды, с целью обеспечения требуемого качества питательной воды КУ. БОУ обеспечивает обезжелезивание конденсата механическими фильтрами и его последующее обессоливание фильтрами смешанного действия с выносной регенерацией. 2.3.3 Конденсат на БОУ подается по трубопроводу 10LDB05BR010 от общего напорного коллектора конденсатных насосов 10LCA08BR010 (PIдиаграмма «Главный корпус. Система основного конденсата» чертеж NS10UMD-LCA-TM-01-21-001). На трубопроводах входа и выхода основного конденсата и байпасном трубопроводе установлена запорная арматура с электроприводом 10LDB10AA101, 10LDF30AA101, 10LDB10AA102. После БОУ обессоленный конденсат поступает в трубопровод 10LCA08BR011 (PI-диаграмма «Главный корпус. Система основного конденсата» чертеж NS-10UMD-LCATM-01-21-001). 2.3.4 В состав БОУ входят: - два механических фильтра 10LDB11AT001 и 10LDB12AT001 загруженных катионитом КУ-2-8 (высота слоя катионита 0,8 м), производительностью до 500 м3/ч каждый, включенных в работу параллельно. Один фильтр – в работе, второй - на регенерации или в резерве. Для предотвращения возможного выноса из фильтров ионообменных смол на выходе каждого фильтра установлена ловушка ионитов 10LDB11AТ002 (10LDB12AТ002). Для контроля расхода конденсата 10LDB11CF001 (10LDB12CF001), поступающего в фильтр 10LDB11AT001 (10LDB12AT001), установлена расходомерная шайба. 11 На выходе каждого механического фильтра 10LDB11AТ001 (10LDB12AТ001) установлена ловушка ионитов. три фильтра смешанного действия 10LDF21AT001, 10LDF22AT001, 10LDF23AT001 с выносной регенерацией производительностью до 500 м 3/ч каждый, включённых в работу параллельно. Два фильтра – в работе, один на регенерации или в резерве. ФСД загружены смесью ионитов: катионита Амберджет 1500 Н и анионита Амберсеп 900 SO4. Высота слоя смеси ионитов составляет 1,2 м (перед перемешиванием катионита - 0,72 м, анионита – 0,48 м). Для предотвращения возможного выноса из фильтров ионообменных смол на выходе каждого фильтра установлена ловушка ионитов. Для контроля расхода конденсата 10LDF21CF001 (10LDF22CF001, 10LDF23CF001), поступающего в фильтр 10LDF21AT001 (10LDF22AT001, 10LDF23AT001), установлена расходомерная шайба. На регенерацию ФСД выводится оператором при электропроводности (10LDF21CQ005, 10LDF22CQ005, 10LDF23CQ005) обессоленного конденсата 0,2 мкСм/см или по перепаду давления (10LDF21CP001, 10LDF22CP001, 10LDF23CP001) на фильтре выше 200 кПа. 2.3.5 Рабочий цикл механического фильтра состоит из следующих основных операций: − работа, − отключение на регенерацию, − взрыхление сжатым воздухом, − гидроперегрузка катионита из механического фильтра в фильтр-регенератор, − выносная регенерация в фильтре-регенераторе (описание PI-диаграммы «Главный корпус. Регенерационная установка» чертеж NS-10UMDLDP-WP-01-12-001), − гидроперегрузка отрегенерированного катионита из фильтра-регенератора в механический фильтр, − окончательная отмывка катионита, − включение в работу. Управление работой и регенерацией выполняется в соответствии с режимной картой механического фильтра БОУ. На регенерацию механический фильтр выводится оператором по перепаду давления (10LDB11CP001 (10LDB12CP001)) на фильтре более 150 кПа или при концентрации соединений железа в пересчёте на Fe в конденсате на выходе из фильтра более 20 мкг/дм3. 12 При достижении перепада давления (10LDB11CP002 (10LDB12CP002)) на ловушке ионитов 10LDB11AТ002 (10LDB12AТ002) более 100 кПа оператором производится отключение и промывка ловушки. 2.3.6 Рабочий цикл ФСД состоит из следующих основных операций: − работа, − отключение на регенерацию, − взрыхление сжатым воздухом, − гидроперегрузка ионитной шихты из ФСД в фильтр-регенератор, − выносная регенерация в фильтрах-регенераторах (описание PI-диаграммы «Главный корпус. Регенерационная установка» чертеж NS-10UMDLDP-WP-01-12-001), − гидроперегрузка отрегенерированной шихты из фильтра-регенератора в ФСД, − перемешивание шихты сжатым воздухом, − заполнение фильтра водой, − окончательная отмывка шихты, − включение в работу. Управление работой и регенерацией выполняется в соответствии с режимной картой ФСД БОУ. На регенерацию ФСД выводится оператором при электропроводимости (10LDF21CQ005, 10LDF22CQ005, 10LDF23CQ005) обессоленного конденсата 0,2 мкСм/см и более или по перепаду давления (10LDF21CP001, 10LDF22CP001, 10LDF23CP001) на фильтре более 200 кПа. При достижении перепада давления (10LDF21CP002, 10LDF22CP002, 10LDF23CP002) на ловушке ионитов 10LDF21AТ002 (10LDF22AТ002, 10LDF23AТ002) более 100 кПа оператором производится отключение и промывка ловушки. В режиме «работа» фильтров БОУ производится глубоко обессоленный конденсат со следующими показателями качества (проектные требования): • удельная электропроводность ………………………..не более 0,15 мкСм/см; • массовая концентрация натрия ………………………….. не более 5 мкг/дм3; • массовая концентрация соединений железа в пересчёте на Fe ………………………………………….не более 10 мкг/дм3; • массовая концентрация соединений кремниевой кислоты 13 в пересчёте на SiO2 ……………………………………….не более 15 мкг/дм3. 2.3.7 Арматура с электроприводом трубопроводов БОУ управляется с БЩУ или с АРМ оператора БОУ. ция. 2.3.8 Сигнализация На АРМ оператора БОУ и БЩУ предусмотрена следующая сигнализа- − При перепаде давления на механическом фильтре 10LDB11AT001 (10LDB12AT001) более 150 кПа (10LDB11CP001, 10LDB12CP001) подаётся сигнал «Перепад давления на механическом фильтре 10LDB11AT001 (10LDB12AT001) высокий»; − При перепаде давления на ФСД 10LDF21AT001 (10LDF22AT001, 10LDF23AT001) более 200 кПа (10LDF21CP001, 10LDF22CP001, 10LDF23CP001) подаётся сигнал «Перепад давления на ФСД 10LDF21AT001 (10LDF22AT001, 10LDF23AT001) высокий». − Если ФСД 10LDF21AT001 (10LDF22AT001, 10LDF23AT001) находится в работе и при этом удельная электропроводность конденсата на выходе из фильтра составляет 0,2 мкСм/см (10LDF21CQ005, 10LDF22CQ005, 10LDF23CQ005), появляется сигнал: «Электропроводимость конденсата за ФСД 10LDF21AT001 (10LDF22AT001, 10LDF23AT001) высокая»; − При удельной электропроводности обессоленного конденсата на выходе с БОУ более 0,15 мкСм/см (10LDF30CQ005) появляется сигнал: «Электропроводимость обессоленного конденсата высокая»; − Если ФСД 10LDF21AT001 (10LDF22AT001, 10LDF23AT001) находится в работе и при этом содержание натрия на выходе с фильтра составляет 5 мкг/дм3 (10LDF21CQ004, 10LDF22CQ004, 10LDF23CQ004) появляется сигнал: «Содержание натрия за ФСД 10LDF21AT001 (10LDF22AT001, 10LDF23AT001) высокое»; - При массовой концентрации натрия в обессоленном конденсате на выходе с БОУ более 5 мкг/дм3 (10LDF30CQ004) появляется сигнал: «Содержание натрия в обессоленном конденсате высокое»; − При перепаде давления на ловушке ионита 10LDB11AT002 (10LDB12AT002) более 100 кПа (10LDB11CP002, 10LDB12CP002) появляется сигнал: «Перепад давления на ловушке ионита 10LDB11AT002 (10LDB12AT002) высокий»; − При перепаде давления на ловушке ионита 10LDF21AT002 (10LDF22AT002, 10LDF23AT002) более 100 кПа (10LDF21CP002, 10LDF22CP002, 10LDF23CP002) появляется сигнал: «Перепад давления на ловушке ионита 10LDF21AT002 (10LDF22AT002, 10LDF23AT002) высокий»; 14 − При увеличении температуры конденсата до 50 ºС на входе БОУ 10LDB10BR001 появляется сигнал: «Температура конденсата на входе БОУ высокая» (10LDB10CT0010). 2.4 Установка очистки загрязнённого конденсата (система обезжелезивания конденсата) 2.4.1 Установка очистки загрязненного конденсата (УОЗК, см. приложение Е) предназначена для обезжелезивания и обессоливания общестанционных конденсатов, собираемых в баке «грязного» конденсата (БГК) ПГУ. Удаление из конденсата продуктов внутренней коррозии оборудования и трубопроводов пароводяного тракта ПГУ-410Т (обезжелезивание конденсата) производится Н-катионитными фильтрами УОЗК. Обессоливание обезжелезенного конденсата выполняется в фильтрах смешанного действия 00GCF21AT001, 00GCF22AT001 УО (блочной установки подготовки обессоленной воды. PI-диаграмма «Главный корпус. Установка подготовки обессоленной воды. Система обессоливания воды» чертеж NS-10UMD-GCF-WP-01-21-001). Производительность УОЗК равна 50 м3/ч. 2.4.2 В состав установки очистки загрязненного конденсата входят два Н-катионитных фильтра 00GCB11АТ001, 00GCB12АТ001, загруженных сильнокислотным катионитом КУ-2-8. Производительность каждого фильтра до 50 м3/ч, один - в работе, второй - в резерве или на регенерации. «Грязный» конденсат в Н-катионитные фильтры подается из системы грязного конденсата по трубопроводу 10LFC38BR065 (PI-диаграмма «Система грязного конденсата». Чертёж NS-10UZT-LFC-TM-01-21-001). Для контроля расхода конденсата, поступающего в Н-катионитные фильтры 00GCВ11AT001 (00GCВ12AT001), предусматривается расходомерная шайба 00GCВ11CF001 (00GCВ12CF001). Для предотвращения возможного выноса из фильтров катионита на выходе каждого Н-катионитного фильтра установлена ловушка ионитов 00GCB11AТ002 (00GCB12AТ002), которая оснащена трубопроводами с запорной арматурой. 2.4.3 Рабочий цикл Н-катионитного фильтра состоит из следующих основных операций: − работа; − отключение на регенерацию; − спуск водяной подушки; − взрыхление катионита воздухом; − взрыхление водой; − пропуск регенерационного раствора кислоты; 15 − отмывка; − включение в работу или вывод в резерв. На регенерацию Н-катионитный фильтр выводится оператором с БЩУ или с автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора БОУ по перепаду давления более 150 кПа (00GСВ11CP001, 00GСВ12CP001) или при концентрации соединений железа в пересчёте на Fe более 20 мкг/дм3 (лабораторный контроль). Регенерация Н-катионитного фильтра выполняется поэтапно. Её каждый этап запускается оператором с АРМ оператора БОУ согласно режимной карте Н-катионитного фильтра. При этом предусматривается возможность ведения регенерации оператором с АРМ оператора БОУ в ручном режиме. При завершении каждого этапа на АРМ оператора БОУ поступает сигнал. После визуального контроля окончания этапа (при необходимости) оператор запускает следующий этап регенерации. УОЗК должна обеспечивать производство Н-катионитными фильтрами обезжелезенного конденсата с массовой концентрацией соединений железа в пересчёте на Fe не более 20 мкг/дм3. Обезжелезенный конденсат для последующего обессоливания поступает в фильтры смешанного действия (PI-диаграмма «Главный корпус. Установка подготовки обессоленной воды. Система обессоливания воды» чертеж NS-10UMD-GCF-WP-01-21-001) и далее в баки запаса обессоленной воды. 2.4.4 Арматура с электроприводом управляется дистанционно с БЩУ или с АРМ оператора БОУ. 2.4.5 Сигнализация На АРМ оператора БОУ предусмотрена следующая сигнализация: − При увеличении температуры «грязного» конденсата на входе в УОЗК до 52 °С (00GCB10CT001) появляется сигнал: «Температура «грязного» конденсата высокая». На АРМ оператора БОУ и БЩУ предусмотрена следующая сигнализация: − При увеличении электропроводности на входе в УОЗК более 10 мкСм/см (00GCB10CQ005) появляется сигнал: «Электропроводимость «грязного» конденсата высокая»; − При перепаде давления на Н-катионитном фильтре 00GCB11AT001 (00GCB12AT001) более 150 кПа (00GCB11CP001, 00GCB12CP001) появляется сигнал: «Перепад давления на Н-катионитном фильтре 00GCB11AT001 (00GCB12AT001) высокий». − При перепаде давления на ловушке ионита 00GCB11AT002 (00GCB12AT002) более 100 кПа (00GCB11CP002, 00GCB12CP002) 16 появляется сигнал: «Перепад давления на ловушке ионита 00GCB11AT002 (00GCB12AT002) высокий». 2.5 Установка аммиачной обработки вод 2.5.1 Установка аммиачной обработки вод (аммиачная установка, АУ, (см. приложение Ж) предназначена для приёма, дозирования раствора аммиака в конденсат за БОУ, в питательную воду КУ, в теплоноситель промежуточных теплообменников отопления и теплоснабжения главного корпуса и периодической подачи раствора аммиака в бак карбогидразида. При дозировании аммиака обеспечить (проектное требование) значения рН25: - конденсата за БОУ и питательной воды от 9,2 до 9,6; - теплоносителя промежуточных теплообменников системы отопления и теплоснабжения от 8,0 до 9,0. 2.5.2 В состав АУ входят: - два бака раствора аммиака 10LFN11ВВ001, 10LFN12ВВ001 вместимостью по 2,0 м3 каждый предназначенных для приёма 0,4 % рабочего раствора аммиака. Баки используются поочередно. Бак раствора аммиака 10LFN11BВ001 (10LFN12BВ001) оснащён всеми необходимыми штуцерами, датчиком гидростатического давления 10LFN11CL001 (10LFN12CL001) для измерения уровня и местным указателем уровня 10LFN11CL301 (10LFN12CL301); два насоса-дозатора раствора аммиака 10LFN21АР001, 10LFN22АР001, предназначенных для дозирования аммиака в питательную воду на всас ПЭН (см. приложение 6). Один насос - рабочий, другой резервный. Выбор рабочего насоса-дозатора производится оператором. На всасе насоса-дозатора установлена ручная запорная арматура 10LFN21АА501 (10LFN22АА501). два насоса-дозатора раствора аммиака 10LFN23АР001, 10LFN24АР001, предназначенных для: - дозирования аммиака в трубопровод конденсата после БОУ (см. приложение 6). - для периодического дозирования аммиака в теплоноситель промежуточных теплообменников отопления и теплоснабжения главного корпуса (см. приложение Ж) - для периодической подачи раствора аммиака в бак карбогидразида (см. приложение Ж). Один насос - рабочий, другой - резервный. Выбор рабочего насосадозатора производится оператором. Два бака раствора аммиака и четыре насоса-дозатора раствора аммиака установлены на единой раме и являются блоком дозирования аммиака. 17 2.5.3 Заполнение и обслуживание баков раствора аммиака 10LFN11BB001, 10LFN12BB001 Раствор аммиака (0,4 %) подаётся из существующего здания ХВО-2 НСТЭЦ по трубопроводу 10LFN10BR001 в бак раствора аммиака 10LFN11BB001 (10LFN12BB001. Для коммерческого учёта расхода раствора аммиака, поступающего в баки раствора аммиака, предусматривается расходомер 10LFN10CF001. При достижении минимального уровня 10LFN11CL301 (10LFN12CL301) в баке на комплектный шкаф управления, а затем на БЩУ и АРМ оператора БОУ подаётся сигнал, и оператор БОУ дистанционно открывает запорную арматуру 10LFN10АА101 (10LFN10АА102) на трубопроводе заполнения. О необходимости подачи раствора аммиака аппаратчик БОУ сообщает на ХВО2 НСТЭЦ по телефону. Переключение рабочего бака на резервный производит аппаратчик БОУ открытием арматуры 10LFN11AA501 (10LFN12AA501) и закрытием арматуры 10LFN12AA501 (10LFN11AA501). При достижении максимального уровня 10LFN11CL301 (10LFN12CL301) на комплектный шкаф управления, а затем на БЩУ и АРМ оператора БОУ подаётся сигнал, и арматура 10LFN10АА101 (10LFN10АА102) закрывается автоматически. О прекращении подачи раствора аммиака аппаратчик БОУ сообщает на ХВО-2 НСТЭЦ также по телефону. Для промывки баков перед ремонтом или внутренним осмотром имеется подвод промывочной воды с ручной запорной арматурой 10GHC51AA501 (10GHC51AA502). При необходимости опорожнение бака раствора 10LFN11ВВ001 (10LFN12ВВ001) производится открытием 10LFN11АА251 (10LFN12АА251). аммиака арматуры Для измерения концентрации раствора аммиака по месту для каждого бака предусмотрен пробоотборный трубопровод с ручной запорной арматурой 10LFN11AA502, 10LFN12AA502. Все случайные проливы и дренажи с АУ направляются в дренажный приямок 10LFN70BB001. Арматура с ручным приводом устанавливается положение, необходимое для работы установки. оператором в 2.5.4 Дозирование раствора аммиака на всас насосов питательной воды Для поддержания в заданном диапазоне от 9,2 до 9,6 значения рН25 питательной воды КУ раствор аммиака насосом-дозатором 10LFN21АР001 (10LFN22АР001) по трубопроводу 10LFN25BR001 подаётся на всас насосов питательной воды (PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертеж NS-10UMD-LAB-TM-01-21-001_01). 18 Подача раствора аммиака производится постоянно и регулируется автоматически в зависимости от значения электропроводности питательной воды высокого давления (10QUA03CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды» чертеж NS-10UMD-QUB-TM-01-21001_02) и расхода конденсата, поступающего в деаэратор (10LСA30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды» чертеж NS10UMD-LAB-TM-01-21-001_01). Запорная арматура на всасе 10LFN21АА501 (10LFN22АА501) и напоре 10LFN21АА502, (10LFN22АА502) насоса открывается оператором вручную при сборке схемы. 2.5.5 Дозирование раствора аммиака в конденсат после БОУ Для поддержания в заданном диапазоне от 9,2 до 9,6 значения рН25 конденсата раствор аммиака насосом-дозатором 10LFN23АР001 (10LFN24АР001) по трубопроводу 10LFN26BR001 подаётся в трубопровод конденсата после БОУ (PI-диаграмма «Главный корпус. Система основного конденсата». Чертеж NS-10UMD-LCA-TM-01-21-001). Подача раствора аммиака производится постоянно и регулируется автоматически в зависимости от значения электропроводности обработанного аммиаком конденсата (10QUC16CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды». Чертеж NS-10UMDQUB-TM-01-21-001_02) и расхода конденсата (10LCA30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды» чертеж NS-10UMD-LAB-TM01-21-001_01). 2.5.6 Дозирование раствора аммиака в теплоноситель промежуточных теплообменников отопления и теплоснабжения главного корпуса Для поддержания значения рН25 в пределах от 8,0 до 9,0 в контуре теплоносителя промежуточных теплообменников системы отопления и теплоснабжения главного корпуса раствор аммиака насосом-дозатором 10LFN23АР001 (10LFN24АР001) по трубопроводу 10LFN27BR001 подаётся в трубопровод теплоносителя (обессоленной воды) (PI-диаграмма поставщика индивидуального блочного теплового пункта (ИБТП)). Подача раствора аммиака производится периодически при уменьшении значения рН25 обессоленной воды до 8,4 (периодический лабораторный контроль) в контуре промежуточных теплообменников системы отопления и теплоснабжения главного корпуса. При этом временно прекращается подача раствора аммиака в конденсат. После получения информации о недопустимо малом значении рН25 аппаратчик БОУ открывает арматуру 10LFN27AA501 и закрывает арматуру 10LFN26AA501. При достижении необходимого значения рН25 обессоленной воды в контуре аппаратчик БОУ открывает 19 арматуру 10LFN26AA501 и закрывает арматуру 10LFN27AA501, возобновляя тем самым подачу раствора аммиака в конденсат. 2.5.7 Подача раствора аммиака в бак карбогидразида Для приготовления смеси реагентов, дозируемых в охлаждающую воду замкнутого контура, раствор аммиака насосом-дозатором 10LFN23АР001 (10LFN24АР001) по трубопроводу 10LFN28BR001 подаётся в бак карбогидразида (PI-диаграмма «Главный корпус. Замкнутый контур охлаждения вспомогательного оборудования. Система дозирования карбогидразида». Чертёж NS-10UMD-PGN-WP-01-21-001). Подача раствора аммиака в бак карбогидразида производится периодически, при этом временно прекращается подача раствора аммиака в конденсат. Для подачи раствора аммиака в бак карбогидразида аппаратчик БОУ открывает арматуру 10LFN28AA501 и закрывает 10LFN26AA501. После подачи необходимого количества раствора аммиака по времени или уровню в баке карбогидразида аппаратчик БОУ открывает арматуру 10LFN26AA501 и закрывает 10LFN28AA501 тем самым, возобновляя подачу раствора аммиака в конденсат. 2.5.8 Дистанционное управление Арматура с электроприводом управляется с АРМ оператора БОУ или БЩУ. Насосы-дозаторы управляются с БЩУ и по месту через общий для всех насосов шкаф управления, поставляемый комплектно с блоком дозирования. В шкафу управления предусматривается «ключ» для выбора места управления. 2.5.9 Сигнализация На АРМ сигнализация. оператора БОУ и БЩУ предусмотрена следующая - При достижении в баке раствора аммиака максимального уровня 1900 мм (10LFN11CL301 (10LFN12CL301)) появляется сигнал: «Уровень в баке раствора аммиака 10LFN11BВ001 (10LFN12BВ001) высокий». - При достижении в баке раствора аммиака минимального уровня 500 мм (10LFN11CL301 (10LFN12CL301)) появляется сигнал: «Уровень в баке раствора аммиака 10LFN11BВ001 (10LFN12BВ001) низкий». - При отключении насоса-дозатора раствора аммиака появляется сигнал «Насос-дозатор раствора аммиака (идентификатор по KKS) отключен». 2.5.10 Автоматическое регулирование 20 Предусматривается автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов раствора аммиака 10LFN21АР001, 10LFN22АР001 посредством изменения частоты вращения электродвигателя с помощью блока управления в зависимости от значения удельной электропроводности питательной воды высокого давления (10QUA03CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды» чертеж NS-10UMDQUB-TM-01-21-001-02) и расхода конденсата, поступающего в деаэратор (10LСA30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертёж NS-10UMD-LAB-TM-01-21-001-01). Предусматривается автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов раствора аммиака 10LFN23АР001, 10LFN24АР001 посредством изменения частоты вращения электродвигателя с помощью блока управления в зависимости от значения удельной электропроводности обработанного потока (10QUC16CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды» чертеж NS-10UMD-QUB-TM-01-21-00102) и расхода конденсата (10LCA30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертёж NS-10UMD-LAB-TM-01-21-001-01). Примечание. Автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов раствора аммиака не реализовано из-за неполноты проектных решений. 2.5.11 Технологические расчёты при Свойства водных растворов аммиака амминировании воды. 2.5.11.1. Методику технологических расчётов при амминировании воды и свойства водных растворов аммиака см. в приложении 7 к временной инструкции по ведению ВХР. 2.6 Установка гидразинной обработки вод 2.6.1 Установка гидразинной обработки воды (гидразинная установка, ГУ, см. приложение И к настоящему отчёту) предназначена для приёма и дозирования раствора гидразина в питательную воду. 2.6.2 В состав ГУ входят: - два бака 0,15 % рабочего раствора гидразина 10LFN31BВ001 и 10LFN32BВ001 вместимостью 0,5 м3 каждый. Баки работают поочередно. Каждый бак оснащён всеми необходимыми штуцерами, датчиком гидростатического давления для измерения уровня 10LFN31CL001 (10LFN32CL001) и местным указателем уровня 10LFN31CL301 (10LFN32CL301); - насосы-дозаторы рабочего раствора гидразина 10LFN41AР001, 10LFN42AР001 для его дозирования на всас насосов питательной воды. Один насос - рабочий, другой - резервный. Выбор рабочего насоса производится оператором. 21 На всасе насоса-дозатора установлена ручная запорная арматура 10LFN41АА501 (10LFN42АА501). На напоре насоса-дозатора установлена ручная запорная арматура 10LFN41АА502 (10LFN42АА502). На общем напорном коллекторе насосовдозаторов установлен демпфер пульсаций 10LFN43ВВ001, датчик давления 10LFN43CP301, регулируемый клапан поддержания давления 10LFN43АА301. Для промывки насоса-дозатора в случае ремонта предусмотрен подвод воды с ручной запорной арматурой 10GHC52AA503 (10GHC52AA504). Два насоса-дозатора установлены на единой раме с двумя баками раствора гидразина и поставляются в виде блока дозирования гидразина, оснащённого ручным вакуумным насосом и калибровочным цилиндром 10LFN40BB001, необходимыми для выполнения безопасной калибровки насосов-дозаторов по рабочему реагенту. 2.6.3 Заполнение баков раствора гидразина 10LFN31BB001, 10LFN32BB001 Раствор гидразина (0,15 %) поступает из существующего здания ХВО-2 НСТЭЦ по трубопроводу 10LFN30BR001 в бак раствора гидразина 10LFN31BB001 (10LFN32BB001). Для коммерческого учёта расхода раствора гидразина, поступающего в баки раствора гидразина, предусматривается расходомер 10LFN30CF001. При достижении минимального уровня 10LFN31CL301 (10LFN32CL301) в баке на комплектный шкаф управления, а затем на БЩУ и АРМ оператора БОУ подаётся сигнал, и оператор БОУ дистанционно открывает запорную арматуру 10LFN30АА101 (10LFN30АА102) на трубопроводе заполнения. О необходимости подачи раствора гидразина аппаратчик БОУ сообщает на ХВО-2 НСТЭЦ по телефону. Переключение подачи гидразина с рабочего бака на резервный производит аппаратчик БОУ открытием арматуры 10LFN31AA501 (10LFN32AA501) и закрытием арматуры 10LFN32AA501 (10LFN31AA501). При достижении максимального уровня гидразина в баке 10LFN31CL301 (10LFN32CL301) на комплектный шкаф управления, а затем на БЩУ и АРМ оператора БОУ подаётся сигнал, и арматура 10LFN30АА101 (10LFN30АА102 закрывается автоматически. О прекращении подачи раствора гидразина аппаратчик БОУ сообщает на ХВО-2 НСТЭЦ по телефону. Для промывки баков перед ремонтом или внутренним осмотром предусматривается подвод промывочной воды с ручной запорной арматурой 10GHC52AA501 (10GHC52AA502). При необходимости опорожнение бака раствора гидразина 10LFN31ВВ001 (10LFN32ВВ001) производится открытием арматуры 10LFN31АА251 (10LFN32АА251. 22 Для измерения концентрации раствора гидразина по месту для каждого бака предусмотрен пробоотборный трубопровод с ручной запорной арматурой 10LFN31AA502, 10LFN32AA502. Все случайные проливы и дренажи с ГУ направляются в дренажный приямок 10LFN70BB001, откуда после нейтрализации хлорной известью самотёком направляются в дренажный приямок 00GCP70BB001 (PIдиаграмма «Главный корпус. Установка подготовки обессоленной воды. Система регенерации» чертеж NS-10UMD-GCP-WP-01-21-001). Арматура с ручным приводом устанавливается положение, необходимое для работы установки. оператором в 2.6.4 Дозирование раствора гидразина на всас насосов питательной воды Для связывания кислорода в питательной воде раствор гидразина насосом-дозатором 10LFN41АР001 (10LFN42АР001) по трубопроводу 10LFN43BR001 подаётся на всас насосов питательной воды (PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертёж NS-10UMD-LABTM-01-21-001_01). Подача раствора гидразина производится постоянно и регулируется автоматически в зависимости от концентрации кислорода в обрабатываемом потоке (10QUA07CQ003, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды». Чертёж NS-10UMD-QUB-TM-01-21-001_02) и расхода конденсата, поступающего в деаэратор (10LСA30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертёж NS-10UMD-LABTM-01-21-001_01). Запорная арматура на всасе 10LFN41АА501 (10LFN42АА501) и напоре 10LFN41АА502, (10LFN42АА502) насоса открывается оператором вручную при сборке схемы. 2.6.5 Дистанционное управление ГУ Арматура с электроприводом управляется с АРМ оператора БОУ или БЩУ. Насосы-дозаторы управляются с БЩУ и по месту с использованием общего для всех насосов шкафа управления, поставляемого комплектно с блоком дозирования. В шкафу управления предусматривается «ключ» для выбора места управления. 2.6.6 Сигнализация ГУ На АРМ сигнализация. оператора БОУ и БЩУ предусмотрена следующая 23 При достижении максимального уровня 900 мм (10LFN31CL301 (10LFN32CL301)) в баке раствора гидразина появляется сигнал «Уровень в баке раствора гидразина 10LFN31BВ001 (10LFN32BВ001) высокий». При достижении минимального уровня 260 мм (10LFN31CL301 (10LFN32CL301)) в баке раствора гидразина появляется сигнал «Уровень в баке раствора гидразина 10LFN31BВ001 (10LFN32BВ001) низкий». При отключении насоса-дозатора раствора гидразина появляется сигнал «Насос-дозатор раствора гидразина (идентификатор по KKS) отключен». 2.6.7 Автоматическое регулирование ГУ Предусматривается автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов раствора гидразина 10LFN41АР001, 10LFN42АР001 посредством изменения частоты вращения электродвигателя с помощью блока управления в зависимости от концентрации кислорода в питательной воде после деаэратора (10QUA07CQ003, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды». Чертёж NS-10UMD-QUB-TM-01-21001_02) и расхода конденсата, поступающего в деаэратор (10LСA30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертёж NS10UMD-LAB-TM-01-21-001-01). Примечание. Автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов раствора гидразина не реализовано из-за неполноты проектных решений. 2.6.8 Технологические расчёты при гидразинной питательной воды. Свойства водных растворов гидразина обработке 2.6.8.1. Методика технологических расчётов при гидразинной обработке питательной воды и свойства водных растворов гидразина приведены в приложении 9 к временной инструкции по ведению ВХР. 2.7 Установка фосфатирования котловых вод 2.7.1 Установка фосфатирования котловых вод (фосфатная установка, ФУ, см. приложение К к настоящему отчёту) предназначена для приёма и дозирования раствора тринатрийфосфата в котловые воды испарительных контуров ВД и СД. 2.7.2 В состав ФУ входят: два бака 0,4 % рабочего раствора фосфата 10LFN51BВ001 и 10LFN52BВ001 вместимостью 0,5 м3 каждый, предназначенных для приёма раствора фосфата. Баки работают поочередно. Каждый бак раствора фосфата 10LFN51BВ001 (10LFN52BВ001) оснащён всеми необходимыми штуцерами, датчиком гидростатического 24 давления для измерения уровня 10LFN51CL001 (10LFN52CL001) и местным указателем уровня 10LFN51CL301 (10LFN52CL301). два насоса-дозатора раствора фосфата 10LFN61AР001, 10LFN62AР001 для подачи рабочего раствора фосфата в барабан среднего давления котлаутилизатора. Один насос - рабочий, другой - резервный. Выбор рабочего насоса производится оператором. На всасе насоса-дозатора установлена ручная запорная арматура 10LFN61АА501 (10LFN62АА501). На напоре насоса-дозатора установлена ручная запорная арматура 10LFN61АА502 (10LFN62АА502). На общем напорном коллекторе насосовдозаторов установлен демпфер пульсаций 10LFN65ВВ001, датчик давления 10LFN65CP301, регулирующий клапан поддержания давления 10LFN65АА301. Для промывки насоса-дозатора в случае ремонта предусмотрен подвод воды с ручной запорной арматурой 10GHC53AA503 (10GHC53AA504). Насосы-дозаторы раствора фосфата 10LFN63AР001, 10LFN64AР001 для подачи рабочего раствора фосфата в барабан высокого давления котлаутилизатора. Один насос - рабочий, другой - резервный. Выбор рабочего насоса производится оператором. На всасе насоса-дозатора установлена ручная запорная арматура 10LFN63АА501 (10LFN64АА501). На напоре насоса-дозатора установлена ручная запорная арматура 10LFN63АА502 (10LFN64АА502). На общем напорном коллекторе насосовдозаторов установлен демпфер пульсаций 10LFN66ВВ001, датчик давления 10LFN66CP301, регулирующий клапан поддержания давления 10LFN66АА301. Для промывки насоса-дозатора в случае ремонта предусмотрен подвод воды с ручной запорной арматурой 10GHC53AA505 (10GHC53AA506). Все насосы-дозаторы фосфата установлены на единой раме с баками раствора фосфата и поставляются в виде блока дозирования, оснащённого ручным вакуумным насосом и калибровочным цилиндром 10LFN60BB001, необходимыми для выполнения безопасной калибровки насосов-дозаторов. 2.7.3 Заполнение баков раствора фосфата 10LFN51BB001, 10LFN52BB001 Раствор фосфата (0,4 %) подаётся из существующего здания ХВО-2 НСТЭЦ по трубопроводу 10LFN50BR001 в бак раствора фосфата 10LFN51BB001 (10LFN52BB001). Для коммерческого учёта расхода раствора фосфата, поступающего в баки раствора фосфата, установлен расходомер 10LFN50CF001. При достижении минимального уровня 10LFN51CL301 25 (10LFN52CL301) в баке на комплектный шкаф управления, а затем на БЩУ и на АРМ оператора БОУ подаётся сигнал, и оператор БОУ дистанционно открывает запорную арматуру 10LFN50АА101 (10LFN50АА102) на трубопроводе заполнения. О необходимости подачи раствора фосфата аппаратчик БОУ сообщает на ХВО-2 НСТЭЦ по телефону. Переключение подачи раствора фосфата с рабочего бака на резервный производит аппаратчик БОУ открытием арматуры 10LFN51AA501 (10LFN52AA501) и закрытием арматуры 10LFN52AA501 (10LFN51AA501). При достижении максимального уровня 10LFN51CL301 (10LFN52CL301) на комплектный шкаф управления, а затем на БЩУ и на АРМ оператора БОУ подаётся сигнал, и арматура 10LFN50АА101 (10LFN50АА102) закрывается автоматически. О прекращении подачи раствора фосфата аппаратчик БОУ сообщает на ХВО-2 НСТЭЦ по телефону. Для промывки баков перед ремонтом или внутренним осмотром имеется подвод промывочной воды с ручной запорной арматурой 10GHC53AA501 (10GHC53AA502). При необходимости, опорожнение бака раствора фосфата 10LFN51ВВ001 (10LFN52ВВ001) производится открытием арматуры 10LFN51АА251 (10LFN52АА251). Для измерения концентрации раствора фосфата по месту для каждого бака предусмотрен пробоотборный трубопровод с ручной запорной арматурой 10LFN51AA502, 10LFN52AA502. Все случайные проливы и дренажи с ФУ направляются в дренажный приямок 10LFN70BB001. Арматура с ручным приводом устанавливается положение, необходимое для работы установки. оператором в 2.7.4 Дозирование раствора фосфата в барабан среднего давления котла-утилизатора Для предупреждения накипеобразования, коррозии и корректировки значения рН25 котловой воды СД раствор фосфата насосом-дозатором 10LFN61АР001 (10LFN62АР001) по трубопроводу 10LFN65BR001 подаётся в БСД (PI-диаграмма «Система экономайзера и питательной воды СД (HAQ40)» чертеж NS-10UMD-HAC-TM-10-21-001). Подача раствора фосфата в БСД производится постоянно и регулируется автоматически в зависимости от расхода питательной воды контура СД (10LAB40CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды» чертеж NS-10UMD-LAB-TM-01-21-001_03) с коррекцией по значению электропроводности (10QUA05CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды» чертеж NS-10UMD-QUB-TM-01-21-001-02) котловой воды барабана среднего давления. 26 Запорная арматура на всасе 10LFN61АА501 (10LFN62АА501) и напоре 10LFN61АА502, (10LFN62АА502) насоса открывается оператором вручную при сборке схемы. 2.7.5 Дозирование раствора фосфата в барабан высокого давления котла-утилизатора Для предупреждения накипеобразования и коррозии, корректировки значения рН25 котловой воды ВД раствор тринатрийфосфата (далее, фосфата) насосом-дозатором 10LFN63АР001 (10LFN64АР001) по трубопроводу 10LFN66BR001 подаётся в БВД (PI-диаграмма «Система испарителя высокого давления (HAD10)». Чертёж NS-10UMD-HAD-TM-10-21-003). Подача раствора фосфата в БВД производится постоянно и регулируется автоматически в зависимости от расхода питательной воды контура ВД (10LAB30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертёж NS-10UMD-LAB-TM-01-21-001-03) с коррекцией по значению электропроводности (10QUA06CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды». Чертёж NS-10UMD-QUB-TM-0121-001-02) котловой воды ВД. Запорная арматура на всасе 10LFN63АА501 (10LFN64АА501) и напоре 10LFN63АА502, 10LFN63АА503 (10LFN64АА502, 10LFN64АА503) насосадозатора фосфата открывается оператором вручную при сборке схемы. 2.7.6 Дистанционное управление ФУ Арматура с электроприводом управляется с АРМ оператора БОУ или БЩУ. Насосы-дозаторы управляются с БЩУ и по месту через общий для всех насосов шкаф управления, поставляемый комплектно с блоком дозирования. В шкафу управления предусматривается «ключ» для выбора места управления. 2.7.7 Сигнализация ФУ На АРМ сигнализация: оператора БОУ и БЩУ предусмотрена следующая При достижении в баке раствора фосфата максимального уровня 900 мм (10LFN51CL301 (10LFN52CL301)) появляется сигнал: «Уровень в баке раствора фосфата 10LFN51BВ001 (10LFN52BВ001) высокий». При достижении в баке раствора фосфата минимального уровня 260 мм (10LFN51CL301 (10LFN52CL301)) появляется сигнал: «Уровень в баке раствора фосфата 10LFN51BВ001 (10LFN52BВ001) низкий». При отключении насоса-дозатора раствора фосфата появляется сигнал «Насос-дозатор раствора фосфата (идентификатор по KKS) отключен». 27 2.7.8 Автоматическое регулирование Предусмотрено автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов раствора фосфата 10LFN61АР001, 10LFN62АР001 посредством изменения частоты вращения электродвигателя с помощью блока управления в зависимости от расхода питательной воды контура СД (10LAB40CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды». Чертёж NS-10UMD-LAB-TM-01-21-001_03) с коррекцией по значению электропроводности (10QUA05CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды». Чертёж NS-10UMD-QUB-TM-0121-001-02) котловой воды СД. Предусмотрено автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов раствора фосфата 10LFN63АР001, 10LFN64АР001 посредством изменения частоты вращения электродвигателя с помощью блока управления в зависимости от расхода питательной воды контура ВД (10LAB30CF001, PI-диаграмма «Главный корпус. Система питательной воды» чертеж NS-10UMD-LAB-TM-01-21-001_03) с коррекцией по значению электропроводности (10QUA06CQ005, PI-диаграмма «Главный корпус. Система отбора проб пара и воды» чертеж NS-10UMD-QUB-TM-01-21-001-02) котловой воды ВД. Примечание. Автоматическое регулирование производительности насосов-дозаторов фосфатного раствора не реализовано из-за неполноты проектных решений. 2.7.9 Технологические расчеты при фосфатировании котловых вод. Свойства водных растворов тринатрийфосфата 2.7.9.1 Методику технологических расчетов при фосфатировании котловых вод и свойства водных растворов тринатрийфосфата см. в приложении 11 к временной инструкции по ведению ВХР. 2.8 Система деаэрации питательной воды 2.8.1 Систему деаэрации питательной воды эксплуатировать в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и производственной инструкцией по эксплуатации ПДУ. 2.9 Система отсоса неконденсирующихся газов 2.9.1 Система отсоса неконденсирующихся газов (вакуумная установка) предназначена для непрерывного удаления из конденсатора паровой турбины азота и кислорода (воздуха) и других газов, поступающих в конденсатор при работе турбины непрерывно с присосами воздуха и паром. Тем самым поддерживаются малое давление и малая температура отработавшего пара, соответствующие расчётному к.п.д. паротурбинного цикла. Описание данной системы приведено в инструкции по эксплуатации паротурбинной установки. 28 2.10 Система продувок котла-утилизатора 2.10.1 Краткая характеристика оборудования непрерывной и периодической продувок котла-утилизатора, дренажного бака и дренажных насосов представлена в п. 1.5 настоящего отчёта. Схема системы продувок КУ представлена в составе пусковой тепловой схемы ПВТ ПГУ-410Т (приложение А настоящего отчёта). 2.10.2 Оборудование системы непрерывной продувки испарительных контуров КУ эксплуатировать с использованием инструкции по эксплуатации КУ. Основной режим управления системой непрерывной продувки КУ автоматический. Расход воды непрерывной продувки испарительных контуров КУ установлен пропорциональным их паропроизводительности и корректируется по значениям УЭП25 котловых вод или в соответствии с указанием начальника смены ХЦ. Относительные значения расхода вод непрерывной продувки должны соответствовать требованиям настоящей ВПИ. 2.10.3 Периодическую продувку вести для удаления шлама из нижних коллекторов водяных контуров КУ. С этой целью из нижних коллекторов выполнять периодический кратковременный сброс воды. Вода периодических продувок направлена в расширитель периодической продувки и далее в дренажный бак. Пользоваться устройствами периодической продувки для аварийного спуска воды из барабана при перепитке КУ запрещено, при необходимости для этого использовать только трубопровод аварийного слива. При периодической продувке не использовать удлинительные рычаги для открытия и закрытия вентилей. Периодическую продувку КУ производить в соответствии с картой по ведению ВХР (приложение В настоящего отчёта), по графику или по заявке начальника смены ХЦ и регистрировать в суточной ведомости КУ. 2.11 Баки обессоленной воды и конденсата 2.11.1 Два бака обессоленной воды (БОВ) 00GHC13BB001, 00GHC14BB001 (черт. NS-00UGN-###-TM-16-64-002) вместимостью 1000 м3 каждый. 2.11.2 Один бак грязного конденсата 10LFC35BB001 (черт. NS-00UGU###-TM-16-64-002) вместимостью 630 м3. 2.11.3 Два насоса нормального добавка производительностью 20 м3/ч и напором 55 м в. ст. каждый. 2.11.4 Два насоса аварийного добавка производительностью 110 м3/ч и напором 65 м в. ст. каждый. 29 2.12 Система химического контроля водно–химического режима пароводяного тракта. Перечень точек отбора проб воды, пара и конденсата для химического контроля 2.12.1 Общая характеристика и требования к системе химического контроля ВХР 2.12.1.1 Ведение ВХР ПВТ осуществляется по показателям качества питательных вод и их составляющих, котловых вод, насыщенных и перегретых паров. Показатели качества определяются при анализе отобранных проб. Работа ПВТ с неисправными пробоотборниками не допускается. Имеется возможность оперативного устранения такой неисправности в случае её обнаружения. Химический контроль ВХР ПВТ (КУ) обеспечивает: - определение качества вод, паров, конденсатов, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов и сточных вод; - определение количества вредных выбросов электростанции в окружающую среду; своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям, ущербу окружающей среде. Эксплуатация ПГУ-410Т разрешена, так как её лаборатория оснащена необходимым оборудованием, прошедшим отраслевую экспертизу и комплектом требуемых нормативных документов. Количественные химические анализы метрологически аттестованным методикам. (КХА) выполняются по Лаборатории (ДЛ и ЭЛ ВХР) НС ТЭЦ укомплектованы квалифицированным персоналом, прошедшим соответствующее обучение и инструктаж, имеющем действующее свидетельство об аттестации. На всех контролируемых участках пароводяного тракта установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до температур от 20 до 40°С. Согласно требованиям нормативных документов на НС ТЭЦ трубопроводы отбора проб выведены в специальное, имеющее вентиляцию помещение, примыкающее к ЭЛ ВХР. Предусмотрены в дополнение к внутреннему осмотру оборудования вырезки (при необходимости и возможности) образцов труб поверхностей нагрева, отбор отложений из проточной части турбин, подогревателей и др. Места и периодичность вырезки образцов труб определены в соответствии с действующими нормативными документами. 30 На основании внутренних осмотров оборудования и оценок количества и химического состава отложений предусмотрено составление актов о состоянии внутренних поверхностей оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений. 2.12.1.2. Химический контроль ВХР ПВТ: - включает в себя оперативный и периодический количественные химические контроли вод, паров и конденсатов, товарных форм и рабочих растворов реагентов, технологических растворов при консервациях и очистках теплоэнергетического оборудования, химический контроль состояния внутренних поверхностей тепломеханического оборудования, в том числе, КУ. 2.12.1.3. Оперативный химический контроль ведётся в целях получения информации для оперативного управления ВХР. Оперативный химический контроль ВПУ-2 ведётся в экспресслаборатории ВПУ-2 (ЭЛ ВПУ). Оперативный химический контроль ОУ, БОУ, УОЗК ведётся в экспресс-лаборатории ВХР ПГУ (ЭЛ ВХР). Оперативный химический контроль ВХР ПВТ нормируемым параметрам качества воды, пара и конденсатов: ведётся по - лабораторными средствами периодически по специальному графику в ЭЛ ВХР; - автоматическими приборами химического контроля, установленными в специальном помещении экспресс-лаборатории ВХР. 2.12.1.4. Ввод оперативной информации в компьютеры системы химико-технологического мониторинга (СХТМ) от приборов автоматического контроля осуществляется автоматически. Ввод в компьютеры СХТМ данных оперативного химического контроля лабораторными средствами осуществляется «вручную» периодически лаборантом с клавиатуры автоматизированного рабочего места (АРМ) лаборанта ЭЛ ВХР. Компьютер АРМ формирует базу данных химического контроля. На мониторе АРМ возможно представление следующей информации о ВХР: - значений уставок параметров ВХР для сигнализации СХТМ; - текущих значений параметров ВХР на мнемосхеме его химического контроля; - временных трендов параметров по выбору оператора. - средних значений параметров за выбранный период времени. 31 Регистрация показаний приборов автоматического химического контроля проводится два раза в смену с записью их в суточную ведомость. С момента обнаружения нарушения нормативных требований запись показателей выполняется один раз в час с указанием времени начала и окончания нарушения ВХР. 2.12.1.5. В дневной (центральной) химической лаборатории химического цеха (ДХЛ) выполняется периодический химический контроль для: - проверки качества химического контроля, проводимого в экспресслабораториях ВПУ и ВХР; - измерения нормируемых параметров качества вод, паров и конденсатов, оперативное определение которых в условиях ЭЛ невозможно; - оценки ВХР на основании данных контроля состояния внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования, в том числе, по косвенным параметрам (например, по относительному приросту давления в контрольной ступени турбины оценивать степень загрязнения её проточной части отложениями). 2.12.1.6. При проведении консерваций и химических очисток теплоэнергетического оборудования к проведению химического контроля на основании согласованной и утверждённой программы предусмотрено привлечение персонала ЭЛ и ДХЛ. 2.12.1.7. Оценка ВХР по результатам контроля состояния внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования даётся согласно требованиям нормативных документов: - РД 34.74.306-87 «Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций, определению качества и химического состава отложений М., ВТИ, 1997. С учетом изменения №1 к РД 34.74.306-87. М., ВТИ, 1992, изменения №2 к РД 34.74.306-87. М., ВТИ 1997 - РД 153-34.1-17.424-2001 «Методические указания по расследованию причин повреждений деталей роторов паровых турбин электростанций: М., ВТИ, 2002; - стандарт отрасли «Тепловые электрические станции. Методика оценки состояния основного оборудования», М., 2007, Утв. приказом ОАО РАО «ЕЭС России» № 200 от 28.03.2007. 2.12.1.8. Персонал ДХЛ участвует в контроле состояния водоподготовительного оборудования, КУ, турбины, трубопроводов, всего теплообменного оборудования, деаэраторов, системы вакуумирования, конденсаторов в части оценки состояния внутренних поверхностей (коррозия, эрозионно-коррозионный износ, отложения). 32 2.12.2 Перечень точек отбора проб 2.12.2.1. Перечень точек отбора проб и места установки пробоотборных зондов указаны в приложении 12 к инструкции по ведению ВХР. 2.12.3 Трубопроводы отбора проб 2.12.3.1. Отбор проб воды, пара и конденсата организован в соответствии с требованиями РД 24.031.121-91, РТМ ЦКТИ 108.030.08-81, РД 34.37.303-88. Для проведения анализов каждая точка отбора пробы оборудована своим пробоотборником (зондом), трубопроводом с запорными и регулирующими вентилями условным диаметром 10 мм, охладителем пробы (холодильником). Пробоотборный трубопровод и змеевик холодильника пробы выполнены из стали 12Х18Н10Т по ГОСТ 9941-81. Длина пробоотборного трубопровода ограничена по условию обеспечения времени транспортного запаздывания измерений не более 15 минут. 2.12.3.2. Отбор проб для химического контроля лабораторными методами деаэрированной воды, питательных вод, котловых вод, насыщенных и перегретых паров, конденсатов организован в виде водных щитов котлов, размещенных в помещении подготовки проб ЭЛ ВХР. Корыто отбора проб оборудовано крышкой с шарнирным креплением. При продувке пробоотборного трубопровода крышку корыта закрыть. 2.12.3.3. При химическом контроле с применением портативных приборов подключать их датчики на время измерения непосредственно к пробоотборному трубопроводу после холодильника и дроссельного игольчатого вентиля, установив предварительно нужные расход и температуру пробы. 2.12.3.4. На пробоотборных трубопроводах с температурой среды более 40 ºС, поступающих к датчикам приборов автоматического химического контроля, устанавливаются устройства подготовки пробы (УПП) в соответствии с техническим проектом СХТМ. Не допускается использовать при отборе проб для химического контроля лабораторными методами сливы от датчиков автоматических приборов непрерывного действия. 2.13 Проектные и целевые значения параметров воднохимического режима 2.13.1 Проектные значения параметров ВХР 2.13.1.1 Проектные значения параметров ВХР установлены в виде значений параметров качества теплоносителя на участках пароводяного тракта и представлены в приложении Б к настоящему отчёту. 33 При выборе проектных значений указанных параметров АО «Зарубежэнергопроект» использовало требования производителей котлаутилизатора и паровой турбины и РД (см. приложение Б к настоящему отчёту). 2.13.1.2 Целевые (рекомендуемые) значения параметров ВХР в виде рекомендуемых значений параметров качества теплоносителя для участков пароводяного тракта и характеристик состояния внутренних поверхностей основного теплоэнергетического оборудования этого тракта ПГУ-410Т установлены с учётом требований: - производителей котла-утилизатора и паровой турбины, - СТО 70238424.27.100.013 «Водоподготовительные установки и водно-химический режим ТЭС. Условия создания. Нормы и требования»; - СТО 70238424.27.100.031 «Водоподготовительные установки и водно-химический режим ТЭС. Условия поставки. Нормы и требования»; - СТО 70238424.27.100.027 «Водоподготовительные установки и водно-химический режим ТЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования». СТО утверждены приказом НП ИНВЭЛ и используются в качестве руководящих документов при проектировании и эксплуатации систем ведения ВХР, при поставке (приёмке) оборудования, материалов; - опыта ПНР при ведении ВХР ПГУ-410 Т ООО «Ново-Салаватская ПГУ»; - опыта ведения ВХР на других ТЭС с ПГУ. Целевые (рекомендуемые) значения параметров ВХР, установленные на период пусков и наладки систем ведения ВХР, пусков и наладки КУ и ПГУ-410Т, на период КО ПГУ-410Т, приведены в приложении Б к настоящему отчёту. 2.13.2 Проектная потребность систем ведения ВХР в материальных и энергетических ресурсах 2.13.2.1 Проектная потребность систем ведения ВХР в материальных и энергетических ресурсах характеризуется: - значением относительного расхода воды непрерывной продувки контуров КУ; - удельным расходом выпара деаэратора; - удельным расходом аммиака, гидразина, фосфатов на коррекционную обработку вод; - экономическими показателями водоподготовительных установок (УПОВ, УОЗК, БОУ). 2.13.2.2 Проектные сведения о затратах на ведение ВХР отсутствуют. Для определения плановой потребности систем ведения ВХР в материальных и энергетических ресурсах использовать рекомендую карту ведения ВХР (приложение Б к настоящему отчёту). 34 2.13.3 Проектные значения сбросов от систем ведения ВХР 2.13.3.1 Проектные значения сбросов от систем ведения ВХР приведены в соответствующей части проекта. В перечень ПНР не входит работа по сопоставлению проектных и фактических экологических характеристик систем ведения ВХР. 3 АЛГОРИТМ ПНР ПО ВОДНО-ХИМИЧЕСКОМУ РЕЖИМУ ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА ПГУ-410Т. РЕЗУЛЬТАТЫ НАЛАДКИ И ОПРОБОВАНИЯ СИСТЕМ ВЕДЕНИЯ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА ПГУ-410Т ПРИ ПРОБНЫХ ПУСКАХ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И КОМПЛЕКСНОМ ОПРОБОВАНИИ ПГУ-410Т 3.1 Испытания и наладка систем ведения ВХР 3.1.1 Испытания и наладка систем ведения ВХР проведены до 30.08.2016 г. на основании утверждённых рабочих программ с составлением актов. 3.1.2 Испытания и наладка ВХР выполнены с использованием утверждённой инструкции по ведению ВХР в период пусков и наладки теплоэнергетического оборудования .Инструкция содержит регламент подготовки к пуску систем ведения ВХР и котла-утилизатора, регламент пусковых операций по ведению ВХР и ведения ВХР в режиме работы под нагрузкой. 3.2 Программа комплексного опробования СПТВ 3.2.1 Комплексное опробование проведено при работе ПГУ-903 на основном газообразном топливе. Испытания энергоблока ПГУ-903 включали следующие этапы: - работа в течение не менее 72 часов подряд с максимальной нагрузкой в теплофикационном режиме; - испытания на определение технологического минимума, при этом всё включенное оборудование разгружалось до технологического минимума на период общей продолжительностью не менее восьми часов подряд, в конденсационном режиме; - испытания на определение регулировочного диапазона, при этом проверяемое оборудование четыре раза разгружалось до минимума и загружалось до максимума регулировочного диапазона мощности. 35 При работе КУ в режимах «крайних» нагрузок и в регулировочном режиме, близком к «бросковому» режиму создаются наиболее тяжёлые условия проверки эффективности систем ведения ВХР. 3.2.2 До начала комплексного опробования оборудования энергоблока в соответствии с программами ПНР: - проведены индивидуальные испытания и функциональные опробования систем ведения ВХР. - выполнены пробные пуски КУ и ПТ. В результате этих работ проверены, налажены и подготовлены к работе: • система дополнительной очистки обессоленной воды; • установка очистки загрязнённого конденсата; • установка очистки турбинного конденсата (блочная обессоливающая установка); • система регенерации фильтров; • система нейтрализации регенерационных вод; • баковое хозяйство, в том числе, бак сбора дренажей машзала с насосами и трубопроводами; • схема непрерывной и периодической продувки КУ; • расширитель дренажей машзала с трубопроводами; расширитель периодических продувок и сливов с КУ; • системы коррекционной обработки вод (дозирования реагентов); • система отбора пробы воды и пара; • экспресс-лаборатория ВХР ПГУ; • автоматизированная система управления технологическими процессами пускового комплекса, в том числе, ведения ВХР. 3.2.3 Работы выполнены по следующему алгоритму. 3.2.3.1 Все операции по пуску КУ, ПТ, вспомогательного оборудования и систем ведения ВХР проведены в соответствии с утвержденными инструкциями по их эксплуатации и картой ведения ВХР. 3.2.3.2 На этапе №1 (подготовка и пуск вспомогательных систем) проверены: - качество и запасы обессоленной воды (не менее 500 м3), реагентов, готовность установок дополнительного обессоливания воды, очистки загрязнённого конденсата, БОУ, системы регенерации фильтров, системы нейтрализации регенерационных вод к работе с номинальной производительностью; - готовность систем коррекционной обработки вод (дозирования реагентов); 36 - готовность системы отбора пробы воды и пара, экспресс-лаборатории ВХР ПГУ. 3.2.3.3 На этапе №2 (подготовка к пуску КУ и ПТ) произведены: - включение в работу установки дополнительной очистки обессоленной воды и подача обессоленной воды в конденсатор паровой турбины, включение КЭН, заполнение и предпусковая промывка ГПК и деаэратора обессоленной водой; - последовательное поконтурное заполнение и водная предпусковая промывка котла – утилизатора. Подробное описание операций заполнения обессоленной водой водной части пароводяного тракта приведено в инструкции по ведению ВХР. 3.2.3.4 На этапе №3 произведён пуск ГТУ. 3.2.3.5 На этапе №4 произведён пуск ПТУ и нагружение энергоблока. В конце пуска ПТУ были закрыты дренажи турбины ВД и СД. По окончании нагружения ПТУ до мощности 45 МВт к ПТ подключен контур НД и закрыты дренажи паропровода НД перед ПТ. 3.2.3.6 На этапе №5 – Нагружение энергоблока до верхнего предела регулировочного диапазона Одновременным увеличением мощности ГТУ и ПТ нагружен энергоблок до его номинальной нагрузки. Первый этап испытаний продолжительностью не менее 72 часа энергоблок проходит в теплофикационном режиме. После завершения первого этапа с помощью изменения задания блочному регулятору мощности энергоблок разгружается до нижней границы регулировочного диапазона. На данном уровне мощности энергоблок находится в работе не менее 8 часов. На заключительном этапе испытаний энергоблок работает с переменной нагрузкой в соответствии с графиком (Приложение 2). Мощность изменяется через изменение задания блочному регулятору мощности. 3.3 Акт по наладке водно-химического режима котла-утилизатора в период пробных пусков, эксплуатации и комплексного опробования энергоблока 3.3.1 В период пробных пусков, эксплуатации и КО энергоблока работали все системы ведения ВХР кроме БОУ. Работа энергоблока без БОУ усложнила нормализацию ВХР из-за замедления очистки контуров КУ от неизбежных загрязнений. 37 3.3.2 Режим работы ПГУ-410Т и объём технологического контроля при комплексном опробовании ПГУ-410Т соответствовали его программе. При этом объём химического контроля ВХР к периоду КО был приведён в соответствие с требованиями РК. 3.3.3 ВХР пароводяного тракта ПГУ-903 в основном соответствовал требованиям производителей котла-утилизатора и паровой турбины, РД и карты ведения ВХР. 3.4 Результаты наладки ВХР при пробных пусках, эксплуатации и комплексного опробования энергоблока ПГУ-903 3.4.1 Наладочные работы выполнены в три этапа: до комплексного опробования, на начальном этапе комплексного опробования и после комплексного опробования. Особенностью наладки ВХР является её выполнение в следующих условиях: - при ПНР до КО ПГУ-903, при КО ПГУ-903 БОУ не включалась в работу. В дальнейшем после КО ПГУ-903 была произведена наладка и включение БОУ в работу; - из-за неполноты проектных решений системы коррекционной обработки вод аммиаком, гидразином и фосфатами включались в работу в режиме ручного управления; - непрерывная продувка БВД не подавалась в БСД; - из-за недостаточной «врождённой» эффективности систем продувки при выводе из котлов тонкодисперсных шламов увеличена длительность нормализации железосодержания вод и кремнесодержания паров. 3.4.2 Результаты количественных химических анализов (КХА) параметров качества вод, паров, конденсатов пароводяного тракта ПГУ-903 в период пробных пусков, эксплуатации до и после КО, при КО энергоблока . На основании их результатов установлено следующее. По трендам параметров качества потоков теплоносителя Стабилизация водородного показателя рН25 в ходе КО и в последующие дни была обеспечена средствами ведения ВХР. Значения рН25 всех потоков находились в нормативных диапазонах. Исключением являются «выбеги» рН25 котловой воды контура высокого давления (ПОТ-9, неполадки с непрерывной продувкой, увеличение рН25) и охлаждающей воды замкнутого контура охлаждения (ПОТ-20, уменьшение рН25. К ВХР котлов отношения не имеет). Концентрация кислорода: - на напоре КЭН (ПОТ-1) в ходе КО и последующей дополнительной наладки по показаниям кислородомера была более НДЗ. В то же время концентрация кислорода после БОУ была близка к НДЗ. БОУ не является аппаратом обескислороживания воды. Исключением из этого «правила» является работа 38 БОУ, загрязнённой гидроксидом железа (II), что вряд ли возможно в существующих условиях ПГУ. Таким образом, необходима проверка работы кислородомера для ПОТ-1; - в деаэрированной воде не более НДЗ. Концентрация соединений железа в пересчёте на Fe в на-чальный период наладки ВХР и при КО в котловых водах была велика. Это объясняется длительным простоем пароводяного тракта и неполным удалением железооксидного шлама из котла в процессе и после ПВХО, малой эффективностью периодических продувок в отношении вывода шлама из КУ. В дальнейшем произошла очистка контура от шлама, нормализация железосодержания питательной воды и, к 07.12.2016 г., норма-лизация концентрации соединений железа в котловых водах. Концентрация соединений кремния в пересчёте на SiO2 в начальный период наладки ВХР в котловой воде: - контура ВД была более НДЗ; - контуров СД и НД незначительно превышала НДЗ. Причиной этого были отмывка прокатной окалины, которая не удаляется полностью при ПВХО КУ, и неполадки с продувочным режимом контура ВД. В период КО и в дальнейшем произошла нормализация кремнесодержаний котловых вод контуров СД и НД. Для нормализации кремнесодержания котловой воды контура ВД требовалось устранение дефекта трубопровода непрерывной продувки контура ВД (дефект на трубопроводе непрерывной продувки из БВД: течь через фланцевое соединение на расходомерной шайбе 10HAD10CF001 трубопровода каскадной продувки из БВД в БСД). Концентрация натрия во всех контролируемых потоках не превышала НДЗ, в том числе, и в период КО. Значения удельной электропроводности Н-катионированных проб (УЭПН) в период КО практически соответствовали нормативным требованиям. После КО были нарушения нормативных требований к качеству перегретого пара ВД и конденсата на напоре КЭН, что связано с нарушением продувочного режима контура ВД. Концентрация гидразина в питательных водах в период КО и в дальнейшем соответствовала практически всегда при работе установки гидразинной обработки питательной воды требованиям режимной карты. Установка гидразинной обработки питательной воды обеспечивает поддержание необходимой концентрации гидразина в питательных водах КУ. Концентрация аммиака перед КО, в период КО и при последующей работе ПГУ-410Т соответствовала практически всегда требованиям РК и РД. Избытки фосфатов в котловых водах в период наладки ВХР до КО соответствовали требованиям РК и РД, несмотря на затруднения при ведении 39 продувочного режима контура ВД. В период КО и при дальнейшей эксплуатации ПГУ-903 поддерживаются допустимые значения избытков фосфатов в котловых водах. Жёсткость конденсата на напоре КЭН (ПОТ-1)соответствует требованиям РК и РД. Жёсткость питательной воды контура ВД (ПОТ-10 – ненормируемый параметр) в это же время равнялась жёсткости конденсата на напоре КЭН вследствие того, что БОУ была отключена. При работе БОУ жёсткость питательной воды меньше жёсткости турбинного конденсата на напоре КЭН. По взаимосвязям водородных показателей рН25: Взаимосвязь рН пара высокого давления и рН котловой воды контура высокого давления Значения рН25 котловой воды контура высокого давления, находящиеся вне интервала допустимых значений (от 9,30 до 9,60), наблюдались при пусконаладочных работах в переменных режимах блока. В период КО и последующей работы блока значения рН25 котловой воды контура высокого давления соответствуют требованиям РД и РК. Значения рН25 пара не менее НДЗ. Отсутствие влияния рН25 котловой воды контура высокого давления на рН25 пара высокого давления указывает на практическое отсутствие капельного уноса котловой воды и хорошую работу сепарационных устройств БВД. Этот вывод подтверждается результатами измерений концентрации натрия в парах КУ (см. рис. Н.1.5). Разброс значений рН25 пара обусловлен изменениями концентраций аммиака в нём. Взаимосвязь рН пара среднего давления и рН котловой воды контура среднего давления Значения рН25 котловой воды контура среднего давления, находящиеся вне интервала допустимых значений (от 9,30 до 9,60), наблюдались при пусконаладочных работах в переменных режимах блока. В период КО и последующей работы блока значения рН25 котловой воды контура среднего давления соответствуют требованиям РД и РК. Значения рН25 пара не менее НДЗ. Отсутствие влияния рН25 котловой воды контура среднего давления на рН25 пара среднего давления указывает на практическое отсутствие капельного уноса котловой воды и хорошую работу сепарационных устройств БСД. Этот вывод подтверждается результатами измерений концентрации натрия в парах КУ (см. рис. Н.1.5). Разброс значений рН25 пара обусловлен изменениями концентраций аммиака в нём. Взаимосвязь рН пара низкого давления и рН котловой воды контура низкого давления Значения рН25 котловой воды контура низкого давления, находящиеся вне интервала допустимых значений (от 8,90 до 9,60), наблюдались при 40 пусконаладочных работах в переменных режимах блока. В период КО и последующей работы блока значения рН25 котловой воды контура среднего давления соответствуют требованиям РД и РК. Значения рН25 пара не менее НДЗ. При уменьшении рН25 котловой воды контура низкого давления от 9,20 до 8,00 (в режимах пробных пусков) происходит в допустимых пределах уменьшение рН25 пара низкого давления. Взаимосвязь рН котловой воды контура среднего давления и рН котловой воды контура высокого давления Увеличение рН25 котловой воды контура высокого давления приводит к увеличению рН25 котловой воды контура среднего давления. При этом средние значения рН25 котловой воды контура среднего давления равны средним значениям рН25 котловой воды контура высокого давления. Причиной этого равенства является работа КУ без подачи продувочной воды высокого давления в БСД. Взаимосвязь рН котловой воды контура низкого давления и рН котловой воды контура среднего давления Увеличение рН25 котловой воды контура среднего давления приводит к увеличению рН25 котловой воды контура низкого давления. При этом средние значения рН25 котловой воды контура низкого давления равны средним значениям рН25 котловой воды контура среднего давления. Это указывает на малый вклад продувочной воды контура среднего давления в значение рН25 контура низкого давления в отсутствие сброса продувочной воды контура высокого давления в БСД. Взаимосвязь рН котловой воды контура высокого давления и рН питательной воды контура высокого давления Значения рН25 питательной воды контура высокого давления практически во всех режимах находились в диапазоне НДЗ (от 9,20 до 9,60). рН25 питательной воды контура высокого давления не оказывает заметного влияния на рН25 котловой воды контура высокого давления из-за большой летучести аммиака. рН25 котловой воды контура высокого давления находится в зависимости от избытка фосфатов в ней. Взаимосвязь рН котловой воды контура среднего давления и рН питательной воды контура среднего давления Значения рН25 питательной воды контура среднего давления в большинстве случаев находились в диапазоне НДЗ (от 9,20 до 9,60). Их отклонения из этого диапазона наблюдались при пробных пусках КУ. Нормализация рН25 питательной воды контура среднего давления наступала при стабилизации нагрузочного режима ПГУ-410Т. рН25 питательной воды контура среднего давления не оказывает заметного влияния на рН25 котловой воды контура среднего давления из-за большой летучести аммиака. рН25 котловой воды контура среднего давления находится в зависимости от избытка фосфатов в ней. 41 Взаимосвязь рН котловой воды контура низкого давления и рН питательной воды контура низкого давления Значения рН25 питательной воды контура низкого давления в большинстве случаев находились в диапазоне НДЗ (от 9,20 до 9,60). Их отклонения из этого диапазона наблюдались при пробных пусках КУ. Нормализация рН25 питательной воды контура низкого давления наступала при стабилизации нагрузочного режима ПГУ-410Т. рН25 питательной воды контура низкого давления не оказывает заметного влияния на рН25 котловой воды контура низкого давления из-за большой летучести аммиака. рН25 котловой воды контура низкого давления находится в зависимости от избытка фосфатов в ней. Значения рН25 котловой воды контура низкого давления были менее НДЗ при пробных пусках, когда избыток фосфатов в котловой воде контура низкого давления был недопустимо мал (рис. Н.1.9). Взаимосвязь концентрации железа в паре высокого давления и концентрации железа в котловой воде контура высокого давления Влияние массовой концентрации соединений железа в котловой воде контура высокого давления на массовую концентрацию соединений железа в паре высокого давления (ненормируемый параметр качества пара) не установлено. Причиной является сложность отбора представительной пробы котловой воды, содержащей соединения железа в коллоидной и грубодисперсной форме. Известно, что коллоидные и взвешенные в воде вещества способствуют устойчивости пены и ухудшают качество пара. Взаимосвязь концентрации железа в паре среднего давления и концентрации железа в котловой воде контура среднего давления Влияние массовой концентрации соединений железа в котловой воде контура среднего давления на массовую концентрацию соединений железа в паре среднего давления (ненормируемый параметр качества пара) не установлено.. Взаимосвязь концентрации железа в котловой воде контура среднего давления и концентрации железа в котловой воде контура высокого давления При пробных пусках КУ продувочная вода контура высокого давления не подавалась в БСД. По этой причине корреляция между указанными параметрами не могла быть установлена. Взаимосвязь концентрации железа в котловой воде контура низкого давления и концентрации железа в котловой воде контура среднего давления Продувочная вода контура среднего давления подаётся в БНД. По этой причине данные указывают на тенденцию увеличения концентрации соединений железа в котловой воде контура низкого давления при увеличении концентрации соединений железа в котловой воде контура среднего давления. 42 Взаимосвязь концентрации железа в котловой воде контура высокого давления и концентрации железа в питательной воде контура высокого давления Положительной корреляции между указанными параметрами не установлено. Причиной этого является поступление в КУ соединений железа с питательной водой было меньше его поступления из «ловушек» шлама и продолжение самоочистки КУ от прокатной окалины. Взаимосвязь концентрации железа в котловой воде контура среднего давления и концентрации железа в питательной воде контура среднего давления Данные указывают на тенденцию увеличения концентрации соединений железа в котловой воде контура среднего давления при увеличении концентрации соединений железа в питательной воде контура среднего давления. Взаимосвязи массовых концентраций соединений кремниевой кислоты в пересчёте на SiO2 Взаимосвязь концентрации кремниевой кислоты в паре высокого давления и концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура высокого давления Установлена тенденция увеличения массовой концентрации соединений кремниевой кислоты в паре высокого давления при увеличении массовой концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура высокого давления. Взаимосвязь концентрации кремниевой кислоты в паре среднего давления и концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура среднего давления Избирательный унос соединений кремниевой кислоты паром среднего давления практически отсутствует. Возможен их капельный унос при неэффективной сепарации пара. При малом кремнесодержании котловой воды среднего давления (менее 500 мкг/дм3) концентрация кремниевой кислоты в паре среднего давления меньше, чем в паре высокого давления. Взаимосвязь концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура среднего давления и концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура высокого давления При одном и том же качестве питательной воды КСД и КВД кремнесодержание котловой воды среднего давления меньше, чем кремнесодержание котловой воды высокого давления. Причиной являются неполадки с продувкой контура высокого давления и отсутствие сброса продувочной воды из БВД в БСД. При нормальной эксплуатации КУ кремнесодержание котловой воды среднего давления больше, чем кремнесодержание котловой воды высокого давления. 43 Взаимосвязь концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура низкого давления и концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура среднего давления Существует положительная корреляция между указанными параметрами. В условиях пробных пусков и пробной эксплуатации кремнесодержание котловых вод контуров среднего и низкого давлений одинаковы, несмотря на сброс продувочной воды из БСД в БНД. Причиной этого является сложившийся материальный баланс соединений кремниевой кислоты контуров СД и НД. Взаимосвязь концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура высокого давления и концентрации кремниевой кислоты в питательной воде контура высокого давления Уменьшение концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура высокого давления при увеличении концентрации кремниевой кислоты в питательной воде контура высокого давления отражает не функциональную связь между этими параметрами, а тот факт, что в период работы КУ на питательной воде: - ухудшенного качества (пробные пуски и пробная эксплуатация) поддерживался режим усиленных продувок контура ВД; - нормативного качества допускались нарушения продувочного режима контура ВД. В период КО и последующих пусков и работы концентрации кремниевой кислоты в питательной и котловой воде контура высокого давления соответствуют требованиям РД и РК. Взаимосвязь концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура среднего давления и концентрации кремниевой кислоты в питательной воде контура среднего давления Неполадки продувочного режима контура СД отсутствовали. Наблюдается тенденция увеличения концентрации кремниевой кислоты котловой воды контура среднего давления при увеличении концентрации кремниевой кислоты в питательной воде контура среднего давления. При этом в период первичных пусков и работе КУ имеются случаи работы контура ВД со сверхнормативно увеличенным кремнесодержанием котловой воды, свидетельствующим о запоздалой коррекции продувочного режима контура СД. В период КО и последующих пусков и работы концентрации кремниевой кислоты в питательной и котловой воде контура среднего давления соответствуют требованиям РД и РК. Взаимосвязь концентрации кремниевой кислоты в котловой воде контура низкого давления и концентрации кремниевой кислоты в питательной воде контура низкого давления Положительная корреляция кремнесодержаний котловой воды контура низкого давления и питательной воды контура низкого давления отсутствует, 44 несмотря на наличие соответствующей функциональной связи. Это объясняется правильным ведением продувочного режима контура низкого давления. Исключая отдельные «выбеги», концентрация кремниевой кислоты котловой воды контура низкого давления находится в пределах, установленных РК. Н.5. Взаимосвязи избытков (массовых концентраций) фосфатов в пересчёте на РО43В период КО и при последующей работе избытки фосфатов соответствуют требованиям РД и РК. Н.5.1. Взаимосвязь концентрации фосфатов в котловой воде контура среднего давления и концентрации фосфатов в котловой воде контура высокого давления Несмотря на неполадки в системе непрерывной продувки контура ВД (сброс продувочной воды контура ВД в БСД отсутствовал), наблюдается увеличение концентрации фосфатов в котловой воде контура среднего давления при увеличении концентрации фосфатов в котловой воде контура высокого давления. При этом в среднем концентрация фосфатов в котловой воде контура среднего давления поддерживается насосами-дозаторами почти в два раза больше, чем концентрация фосфатов в котловой воде контура высокого давления. Наблюдаемый эффект почти «синхронного» увеличения можно объяснить постоянством настройки режима дозирования фосфатов насосами в отсутствие коррекции их производительности при изменении паровой нагрузки КУ. Н.5.1. Взаимосвязь концентрации фосфатов в котловой воде контура низкого давления и концентрации фосфатов в котловой воде контура среднего давления Наблюдается увеличение концентрации фосфатов в котловой воде контура низкого давления при увеличении концентрации фосфатов в котловой воде контура среднего давления. При этом в среднем концентрация фосфатов в котловой воде контура низкого давления равна концентрации фосфатов в котловой воде контура среднего давления. Режимы дозирования фосфатов и продувочный режим контуров СД и ВД обеспечивают фосфатирование их котловых вод в соответствии с требованиями РД и РК. 3.4.3 Результаты контроля ВХР при КО по основным параметрам приведены в таблицах 3.1, 3.2, 3.3. Дополнительные данные о качестве питательной и котловых вод, паров представлены в виде трендов в приложении Н (см. результаты химического контроля в период с 30.08.2016 г. по 02.09.2016 г.). Данные таблиц 3.1, 3.2, 3.3 и приложения Н указывают на то, что в результате проведения работ по наладке ВХР до и в процессе КО удалось добиться значений показателей качества воды и пара близких к нормативным 45 значениям (даже при неработающей БОУ). Периодические ухудшения показателей качества воды и пара связаны с прекращением (либо частичным прекращением) ведения продувки, а также периодическим ухудшением качества добавочной воды из баков запаса обессоленной воды. Деаэрационная установка обеспечивает удаление кислорода из питательной воды до нормативных значений. Вакуумная установка обеспечивает получение турбинного конденсата с нормативно допустимой концентрацией кислорода. Коррекционная обработка конденсата и питательной воды обеспечивает поддержание нормируемых значений рН25, концентраций гидразина, аммиака, фосфатов в пароводяном тракте энергоблока. Система обессоливания добавочной воды обеспечивает необходимое качество добавочной и питательной вод по параметрам удельной электропроводности, концентрации натрия и соединений кремния. В последующем была обеспечена эффективная работа БОУ. 3.4.4 По результатам контроля ВХР при пробных пусках и эксплуатации, при КО и последующей наладке при работе энергоблока можно заключить следующее 3.4.4.1 Достигнуты нормативные значения показателей качества вод, паров и конденсатов пароводяного тракта энергоблока. 46 Основные показатели качества питательной воды при комплексном опробовании энергоблока (без БОУ) Таблица 3.1 Дата/ время Нормативные значения 29.08.2016/ 21-00 30.08.2016/ 03-00 30.08.2016/ 09-00 30.08.2016/ 15-00 30.08.2016/ 21-00 31.08.2016/ 03-00 31.08.2016/ 09-00 31.08.2016/ 15-00 31.08.2016/ 21-00 01.09.2016/ 03-00 01.09.2016/ 09-00 01.09.2016/ 15-00 01.09.2016/ Fe, мкг/дм3 НД СД ВД Контролируемые показатели SiO2, мкг/дм3 Хн, мкСм/см НД СД ВД НД СД ВД Na, мкг/дм3 НД СД ВД ≤20 ≤20 ≤20 ≤20 ≤20 ≤20 ≤0,2 ≤0,2 ≤0,2 ≤10 ≤10 ≤10 250 - 204,3 378,5 92 83 78 0,42 - 0,39 1,46 - 0,91 439 - 570,9 423,1 68 62 52 0,4 - 0,35 1,38 - 0,55 N блока, МВт Останов блока 0 414 - 92 246 721 787 760 0,31 - 0,29 1,14 - 0,43 416 - 59 155 41 34 30 0,26 - 0,25 0,98 - 0,35 420 - 314 54 42 32 31 0,25 - 0,25 0,87 - 0,25 420 - 59 24 45 22 23 0,23 - 0,22 0,8 - 0,3 399 - 53 16 31 15 16 0,23 - 0,21 0,75 - 0,28 403 - 154 23 23 19 17 0,22 - 0,2 0,76 - 0,25 416 - 88 53 30 28 22 0,2 - 0,18 0,66 - 0,24 418 - 40 27 23 20 13 0,2 - 0,2 0,7 - 0,21 400 - 41 22 14 8 6 0,19 - 0,18 0,65 - 0,22 406 - 34 14 22 18 14 0,2 - 0,18 0,65 - 0,2 47 Дата/ время 21-00 02.09.2016/ 03-00 02.09.2016/ 09-00 02.09.2016/ 14-50 N блока, МВт Fe, мкг/дм3 НД СД ВД Контролируемые показатели SiO2, мкг/дм3 Хн, мкСм/см НД СД ВД НД СД ВД Na, мкг/дм3 НД СД ВД 399 - 23 21 22 17 15 0,19 - 0,17 0,58 - 0,18 407 - 30 25 18 27 29 0,19 - 0,17 0,57 - 0,17 418 - 51 22 38 28 22 0,2 - 0,18 0,6 - 0,18 Примечание к таблице 3.1. Полужирным шрифтом выделены значения параметров, допустимые или не отличимые с учётом погрешности их измерения, от нормативных предельных допустимых значений. 48 Основные показатели качества котловой воды контура ВД при комплексном опробовании энергоблока (без БОУ) Таблица 3.2 Дата/ время Нормативные значения 29.08.2016/ 21-00 30.08.2016/ 03-00 30.08.2016/ 09-00 30.08.2016/ 15-00 30.08.2016/ 21-00 31.08.2016/ 03-00 31.08.2016/ 09-00 31.08.2016/ 15-00 31.08.2016/ 21-00 01.09.2016/ 03-00 N блока, МВт Fe, мкг/дм3 НД СД ВД Контролируемые показатели SiO2, мкг/дм3 Хо, мкСм/см НД СД ВД НД СД ВД Na, мкг/дм3 НД СД ВД ≤120 ≤100 ≤50 ≤800 ≤800 ≤200 ≤10 ≤30 ≤30 - - - 250 1554 996 3664 607 595 1138 3,9 3,6 3,0 - - - 439 5276 2598 7950 260 349 527 4,3 4,6 8,28 - - - Останов блока 0 414 1274 751 2878 606 839 1147 4,5 6,0 4,2 - - - 416 186 369 520 360 205 843 3,4 3,5 9,1 - - - 420 246 360 1234 270 154 698 2,3 3,3 2,7 - - - 420 306 160 70 171 106 518 3,0 3,6 2,9 - - - 399 250 420 76 208 157 584 5,2 8,1 3,3 - - - 403 680 3032 88 394 110 693 5,6 5,5 10,5 - - - 416 2339 2863 108 219 125 617 5,1 4,3 13,2 - - - 49 Дата/ время Нормативные значения 01.09.2016/ 09-00 01.09.2016/ 15-00 01.09.2016/ 21-00 02.09.2016/ 03-00 02.09.2016/ 09-00 02.09.2016/ 14-50 N блока, МВт Fe, мкг/дм3 НД СД ВД Контролируемые показатели SiO2, мкг/дм3 Хо, мкСм/см НД СД ВД НД СД ВД Na, мкг/дм3 НД СД ВД ≤120 ≤100 ≤50 ≤800 ≤800 ≤200 ≤10 ≤30 ≤30 - - - 418 200 215 50 196 102 524 3,3 4,2 6,2 - - - 400 102 92 38 178 88 500 3,4 4,3 4,1 - - - 406 108 473 274 185 96 626 3,5 4,5 3,6 - - - 399 199 427 307 164 92 493 3,5 4,5 3,4 - - - 407 114 74 87 138 118 287 3,4 3,7 3,1 - - - 418 162 790 150 172 177 398 3,6 9,8 3,8 - - - Примечание к таблице 3.2. Полужирным шрифтом выделены значения параметров, допустимые или не отличимые с учётом погрешности их измерения, от нормативных предельных допустимых значений. 50 Основные показатели качества перегретого пара при комплексном опробовании энергоблока (без БОУ) Таблица 3.2 Дата/ время Нормативные значения 29.08.2016/ 21-00 30.08.2016/ 03-00 30.08.2016/ 09-00 30.08.2016/ 15-00 30.08.2016/ 21-00 31.08.2016/ 03-00 31.08.2016/ 09-00 31.08.2016/ 15-00 31.08.2016/ 21-00 01.09.2016/ 03-00 01.09.2016/ 09-00 01.09.2016/ 15-00 N блока, МВт Контролируемые показатели SiO2, мкг/дм3 Хн, мкСм/см НД СД ВД НД СД ВД Na, мкг/дм3 НД СД ВД - ≤20 ≤20 ≤20 ≤0,3 ≤0,5 ≤0,5 ≤10 ≤10 ≤10 81,9 2,6 34 53 39 0,74 0,62 0,48 0,15 0,47 1,25 98,8 71,5 16 29 26 0,45 0,55 0,59 0,12 0,38 0,27 НД Fe, мкг/дм3 СД ВД - - 250 9,3 439 7,8 Останов блока 0 414 16 9 4 3 7 17 0,29 0,4 0,36 0,04 0,17 0,16 416 9 10 6 4 14 22 0,29 0,35 0,31 0,04 0,15 0,15 420 7 13 5 11 17 23 0,34 0,32 0,28 0,04 0,18 0,12 420 28 27 5 11 17 34 0,22 0,31 0,27 0,04 0,14 0,11 399 15 19 4 10 15 14 0,21 0,28 0,25 0,03 0,12 0,08 403 178 27 20 3 8 16 0,19 0,32 0,28 0,03 0,14 0,24 416 60 30 12 8 19 17 0,18 0,27 0,24 0,02 0,12 0,09 418 25 15 6 5 15 17 0,25 0,27 0,24 0,03 0,1 0,06 400 52 14 5 4 10 12 0,21 0,26 0,23 0,03 0,1 0,07 51 Дата/ время Нормативные значения 01.09.2016/ 21-00 02.09.2016/ 03-00 02.09.2016/ 09-00 02.09.2016/ 14-50 Контролируемые показатели SiO2, мкг/дм3 Хн, мкСм/см НД СД ВД НД СД ВД Na, мкг/дм3 НД СД ВД - ≤20 ≤20 ≤20 ≤0,3 ≤0,5 ≤0,5 ≤10 ≤10 ≤10 26 4 5 11 15 0,18 0,26 0,23 0,02 0,08 0,06 215 27 11 2 10 5 0,18 0,26 0,23 0,03 0,09 0,06 407 8 16 1 3 21 12 0,18 0,26 0,24 0,03 0,1 0,05 418 26 68 2 9 16 6 0,17 0,24 0,21 0,03 0,09 0,06 N блока, МВт НД Fe, мкг/дм3 СД ВД - - 406 18 399 Примечание к таблице 3.3. Полужирным шрифтом выделены значения параметров, допустимые или не отличимые с учётом погрешности их измерения, от нормативных предельных допустимых значений. 52 3.4.4.2 Системы ведения ВХР при их технически исправном состоянии обеспечивают ведение ВХР в соответствии с требованиями РК и РД: - система дополнительного обессоливания воды прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система очистки загрязнённого конденсата прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - ко времени КО блочная обессоливающая установка не была включена в работу. Позднее она прошла наладку, была опробована и включена в работу при проектных параметрах. При проектном качестве добавочной глубоко обессоленной воды допустима работа ПГУ-410Т с отключенной БОУ; - система регенерации фильтров прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система нейтрализации сбросных вод систем водоподготовки и блока прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система амминирования конденсата и вод прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система гидразинной обработки воды питательной воды прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система фосфатирования котловых вод ВД и СД прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система деаэрации питательной воды прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система продувок контуров СД и НД прошли наладку и работоспособны при проектных параметрах. Ко времени КО требовался ремонт системы продувки контура ВД; - вакуумная установка прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; система химического контроля (лабораторного и автоматизированного) прошла наладку и работоспособна в условиях ПГУ-410Т. 3.4.4.3 Утверждённые инструкция с оперативными схемами и карта по ведению ВХР имеются. 3.5 Результаты проверки АСУ систем ведения ВХР 3.5.1 Проверка действия технологических КИП систем ведения ВХР 3.5.1.1 Действие технологических КИП систем ведения ВХР в период пусков КУ (ПГУ), наладки и КО ВХР показало их работоспособность. 3.5.2 Проверка действия АСУ систем ведения ВХР 53 3.5.2.1 Действие регуляторов систем коррекционной обработки вод аммиаком, гидразином и фосфатами показало их работоспособность в ручном режиме управления. 3.5.3 Проверка действия защит, блокировок и сигнализаций 3.5.3.1 Оценка действия защит, блокировок и сигнализаций систем ведения ВХР и подробная информация о действии АСУ систем ведения ВХР представлена в отчёте по наладке и испытаниям АСУ ТП РГУ-410Т. 4 ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО КОРРЕКТИРОВКЕ ТРЕБОВАНИЙ РУКОВОДЯЩИХ ДОКУМЕНТОВ И КАРТЫ ПО ВЕДЕНИЮ ВХР ПАРОВОДЯНОГО ТРАКТА ПГУ-410Т К ПОКАЗАТЕЛЯМ КАЧЕСТВА ВОД, ПАРОВ И КОНДЕНСАТОВ 4.1 При проектировании систем ведения водно-химического режима (ВХР) котлов-утилизаторов парогазовых установок (ПГУ) учитываются требования СТО 70238434. 27.100.013-2009 [1]. При установлении требований к качеству питательных и котловых вод с опорой на этот документ требуется учёт ряда обстоятельств. В СТО отсутствуют необходимые для этого комментарии. 4.2 В качестве примера неполного учёта обстоятельств при проектировании систем ведения ВХР котлов-утилизаторов можно указать на нормирование массовой концентрации хлоридов в питательной воде (не более 3 мкг/дм3). Нормирование качества питательной воды соответствует прогрессивному принципу профилактичности контроля и не вызывает возражений до тех пор, пока не учтены допустимое значение нормируемого параметра и чувствительность приборов химического контроля. В данном случае следует обратить внимание на параметр «массовая концентрация хлоридов». На АЭС с ВВЭР, из-за склонности аустенитной нержавеющей стали к коррозионному растрескиванию в присутствии хлоридов, нормируют их концентрацию в воде парогенератора (при наличии системы очистки турбинного конденсата: блок ст. № 1 Ростовской АЭС 100 мкг/дм3; блок ст. № 2 этой же АЭС, имеющий конденсатор с аустенитными трубками, 30 мкг/дм3), а не в питательной воде. При контроле качества воды парогенератора (котловой воды) обеспечивается получение представительного результата измерений, используемого при регулировании продувочного режима. Естественно, лучше получить раннее предупреждение о поступлении увеличенных количеств хлоридов в парогенератор, но для этого надо контролировать качество питательной воды. Относительная погрешность определения доступными средствами концентрации хлоридов в питательных водах парогенератора АЭС с ВВЭР и котла-утилизатора велика, а использование дорогостоящих жидкостных ионных хроматографов для оперативного химическо54 го контроля экономически нецелесообразно. Разумным решением является переход к определению хлоридов в котловой воде, хотя и в этом случае надо доказать его необходимость: экономайзеры и контуры циркуляции котловутилизаторов сделаны из перлитных сталей. Повреждения гибов испарителя низкого давления котла-утилизатора ПГУ-450 СЗ ТЭЦ, изготовленных из перлитной стали 12Х1МФ, охарактеризованы ОАО «НПО ЦКТИ» как «… развивающиеся по механизму коррозионного растрескивания (КР) в дефектном металле с пониженной трещиностойкостью и повышенными растягивающими напряжениями.». Указано, что «… Характер и особенности трещин свидетельствуют об их развитии в процессе эксплуатации и влияния на данный процесс коррозионного фактора. Трещины развиваются преимущественно от исходных трещиноподобных микродефектов как (в основном( с внутренней, так и с наружной стенки трубы. Поэтому основной причиной возникновения КР является нарушение технологии изготовления труб и гибов…». Несмотря на данный диагноз, указывающий на действие коррозионного фактора и, значит, на несовершенство ВХР, в перечне мероприятий, рекомендованных авторитетной организацией для обеспечения надёжной работы котла-утилизатора, нет мероприятий по совершенствованию ВХР. Не указаны в документе и нарушения ВХР. Ещё ранее на СЗ ТЭЦ были повреждения испарительных труб контура высокого давления, вызванные коррозией. Учитывая эти факты, целесообразно для ПГУ-410Т сохранить контроль хлоридов, но контролировать при этом не питательную, а котловые воды и дополнительно проверить обоснованность нормативных допустимых значений параметров качества котловых вод. 4.3 Равенство ПДК натрия в питательной воде и в паре НД, СД и ВД (10 мкг/дм3) предполагает «проектное» признание большого коэффициента капельного уноса натрия. Фактический капельный унос невелик. Для «классических» барабанных котлов высокого давления с промывкой пара питательной водой установлена ПДК натрия в паре, равная 5 мкг/дм 3. И это сделано при ПДК натрия в питательной воде 50 мкг/дм3 и подобном (как и для КУ ПГУ) режиме фосфатирования котловой воды: дозирование фосфатов в котловую воду означает дозирование в неё натрия. Фактические концентрации натрия в парах заметно меньше ПДК, равного 10 мкг/дм3. Имеет смысл уменьшить значение ПДК натрия в парах КУ. Это «ужесточение» требования к качеству паров легко выполнимо (см. приложение Н к настоящему отчёту) и полезно: ужесточение норм качества пара в 1983 г. было произведено Минэнерго для предотвращения повреждений лопаток турбин в зоне фазового перехода. 4.4 При каскадной схеме непрерывной продувки (отведение из барабана высокого давления в барабан среднего давления и из него в барабан низкого давления и далее в сепаратор непрерывной продувки) и одинаковом 55 относительном значении её расхода для контуров котла-утилизатора, одинаковом качестве питательных вод качество котловой воды низкого давления хуже, чем качество котловой воды высокого давления. Относительные значения расходов продувочных вод контура среднего давления и контура низкого давления при каскадной схеме продувки, например, при проектировании или при проверке расходомера продувки придётся определять в долях единицы по результатам химических анализов по формулам: - для контура ВД: рвд = 100 [(SiO2 пит - SiO2 нпвд)/( SiO2 кввд- SiO2 пит)], где SiO2 пит, SiO2 нпвд, SiO2 кввд – массовые концентрации соединений кремниевой кислоты в пересчете на SiO2 в питательной воде, насыщенном паре (средне-арифметическое значение по всем точкам отбора пара из барабана или пробы из середины барабана при контроле по этой единственной точке), котловой воды контура ВД соответственно; - для контура СД: рсд = 100[(SiO2пит-SiO2нпсд)+(Dпрвд / Dпсд)(SiO2кввд-SiO2пит)]/(SiO2квсд- SiO2пит в), где SiO пит в; SiO нпсд; SiO кввд; SiO квсд; - концентрации соединений кремниевой кислоты в пересчете на SiO2 в питательной воде, в насыщенном паре из барабана среднего давления, в котловой воде контура высокого давления, в котловой воде контура среднего давления соответственно. Dпрвд – расход продувочной воды контура высокого давления, т/ч; Dпсд – расход пара из барабана среднего давления, т/ч; - для контура НД: рнд = 100 [(SiO2пит- SiO2нпнд)+рсд (Dпсд/ Dпнд) SiO квсд] / (SiO2квнд- SiO2пит)], где SiO пит в; SiO нпсд; SiO квсд; SiO квнд; - концентрации соединений кремниевой кислоты в пересчете на SiO2 в питательной воде, в насыщенном паре из барабана среднего давления, в котловых водах контуров среднего и низкого давлений соответственно. Dпнд – расход пара из барабана низкого давления, т/ч; Dпсд – расход пара из барабана среднего давления, т/ч. 4.5 Таким образом, очевидна целесообразность отступления от требований СТО 70238434. 27.100.013-2009 при разработке карты по ведению ВХР с опорой на результаты опытно-промышленной эксплуатации (теплохимические испытания КУ ПГУ-410Т не проводились). 4.6 В отношении использования «классического» режима коррекционной обработки вод следует отметить ряд существенных факторов. И первым из них является конструктивный фактор. Ввод фосфатов осуществляется в барабан котла в воду, характеризуемую заданным щёлочефосфатным соотношением. Тем самым обеспечивается образование гидроксилапатита, гидроксидов железа («кислые» феррофосфаты образуют отложения в испарительных трубах котла) и защита испарительных труб парового котла от накипеообразования. При использовании фосфатирования 56 котловых вод следует либо создать условия для равномерного ввода фосфатов в барабан котла-утилизатора (наличие у барабана трубопровода фосфатирования), необходимое значение рН25 котловой воды, малую жёсткость питательной воды, либо отказаться от него. Точечный ввод фосфат-содержащей продувочной воды из БСД в БНД способствует локальному обогащению котловой воды в БНД фосфатами, что нежелательно. Необходимым условием для фосфатирования является гидравлическая плотность конденсаторов и (или) наличие системы обессоливания турбинного конденсата. Всё это имеется на ПГУ-410Т. Известен положительный опыт эксплуатации паровых котлов и паровых котлов-утилизаторов без фосфатирования котловой воды. Возможность перевода котлов-утилизаторов к эксплуатации без фосфатирования котловой воды создаётся при выполнении требований СТО 70238434. 27.100.013-2009 к качеству питательной воды. Трудность ведения режима котловой воды без её фосфатирования: - заключается в обеспечении нормативного значения рН25 котловой воды; - обусловлена преимущественным переходом аммиака в пар и необходимостью подщелачивания котловой воды гидроксидом натрия. Дополнительная трудность при ведении ВХР котлов-утилизаторов возникает при отказе от гидразинной обработки воды в связи с его токсичностью. Эта трудность заключается, в частности, в необходимости подбора технологии консервации котла-утилизатора. Однако и в данном случае найдутся альтернативы гидразинной (ГРП, ГРО, ГВ) консервации. Могу стать доступными пароводокислородная обработка (ПВКО, разработана ВТИ) внутренних поверхностей КУ, и другие методы консервации. 4.7 С учётом приведённых соображений выполнена частичная коррекция требований карты по ведению ВХР пароводяного тракт ПГУ-410Т (см. приложение В к настоящему отчёту). Эта коррекция заключается в следующем: - рекомендовано установление ПДК соединений кремниевой кислоты, значений УЭП котловых вод, различных для контуров ВД, СД, и НД и учитывающих работу КУ с каскадной продувкой; - рекомендован отказ от установления ПДК хлоридов для питательной воды и предложено установление ПДК хлоридов в котловых водах. Значения ПДК хлоридов установлены с учётом работы КУ с каскадной продувкой; - рекомендовано ужесточение ПДК натрия в парах. Причиной этого является достигнутая сепарационная эффективность внутрибарабанных устройств; 57 - введено ограничение значений отношений щёлочностей котловых вод, направленное против возникновения кислых фосфатных режимов котловых вод; - рекомендован отказ от нормирования и контроля массовых концентраций соединений органического углерода в питательной воде и паре НД; - рекомендован отказ от нормирования и контроля массовых концентраций соединений кремниевой кислоты в питательной воде и паре НД; - рекомендован отказ от нормирования и контроля массовой концентрации соединений меди в питательной воде контура НД. 58 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В результате проведения работ по наладке ВХР обеспечена работа пароводяного тракта ПГУ-903 с нормативными значениями параметров качества вод, паров и конденсатов. В начальный период наблюдались временные ухудшения показателей качества воды и пара, обусловленные прекращением (либо частичным прекращением) продувки контура ВД, а также периодическим ухудшением качества добавочной воды из баков запаса обессоленной воды. Деаэрационная установка обеспечивает удаление кислорода из питательной воды до нормативных значений. Вакуумная установка обеспечивает получение турбинного конденсата с нормативно допустимой концентрацией кислорода. Коррекционная обработка конденсата, питательных и котловых вод обеспечивает создание (поддержание) в них заданных режимной картой концентраций дозируемых реагентов, значений рН25, концентрации продуктов коррозии. Рабочие значения параметров качества вод, паров конденсатов в настоящее время соответствуют требованиям режимной карты ведения ВХР и нормативных документов с учётом их коррекции даже при работе энергоблока с отключенной БОУ. По результатам контроля ВХР при пробных пусках и эксплуатации, при КО и последующей наладке при работе энергоблока следует заключить следующее 1 Достигнуты нормативные значения показателей качества вод, паров и конденсатов пароводяного тракта энергоблока. Технологическое оборудование систем ведения ВХР считать готовым к эксплуатации и к выработке энергии блоком ПГУ-903 по окончании его комплексного опробования. 2 Системы ведения ВХР при их технически исправном состоянии обеспечивают ведение ВХР в соответствии с требованиями РК и РД: - система дополнительного обессоливания воды прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система очистки загрязнённого конденсата прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система регенерации фильтров прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система нейтрализации сбросных вод систем водоподготовки и блока прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система амминирования конденсата и вод прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система карбогидразинной обработки воды питательной воды прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; 59 - система фосфатирования котловых вод ВД и СД прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система деаэрации питательной воды прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; - система продувок контуров СД и НД прошли наладку и работоспособны при проектных параметрах. Ко времени КО требовался ремонт системы продувки контура ВД; - вакуумная установка прошла наладку и работоспособна при проектных параметрах; система химического контроля (лабораторного и автоматизированного) прошла наладку и работоспособна в условиях ПГУ-903. 60
