РД 34.37.512-90 Методические указания по организации водно-химического режима энергоблоков сверхкритического давления при аммиачно-гидразинном методе коррекционной обработки питательной воды

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СССР

ГЛАВТЕХУПРАВЛЕНИЕ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ 
ПО ОРГАНИЗАЦИИ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОБЛОКОВ СКД ПРИ 
АММИАЧНО-ГИДРАЗИННОМ МЕТОДЕ КОРРОЗИОННОЙ ОБРАБОТКИ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ

РД 34.37.512-90

Москва
1990

РАЗРАБОТАНА Всесоюзным дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехническим научно-исследовательским институтом им. Ф.Э. Дзержинского

ИСПОЛНИТЕЛИ З.В. Деева, к.т.н.

УТВЕРЖДЕНА Главным научно-техническим управлением Минэнерго СССР 09.10.1990 г.

Заместитель начальника А.П. Берсенев

Срок действия установлен с 01.01.91
до 01.01.2001

Настоящие Методические указания распространяются на энергоблоки сверхкритического давления, оборудованные подогревателями низкого давления с трубками из медесодержащих сплавов и устанавливают требования к ведению водно-химического режима при регулировании его с помощью аммиака и гидразин-гидрата.

Методические указания предназначены для использования персоналом электростанций, проектными, строительно-монтажными и наладочными организациями.

С введением в действие Методических указаний утрачивают силу «Методические указания по организации водно-химического режима энергоблоков СКД при аммиачно-гидразинном методе коррекционной обработки питательной воды» МУ 34-70-022-82 (М.: СПО Союзтехэнерго, 1983).

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Водно-химический режим в значительной степени определяет надежность и экономичность работы энергоблоков СКД.

Оптимальный водно-химический режим энергоблоков СКД при условии выполнения всех рекомендуемых мероприятий может обеспечивать надежную эксплуатацию оборудования без проведения химических очисток в течение порядка 8000 ч для котлов, работающих на мазуте, и 24000 ч - на угле, т.е. отсутствие интенсивного роста внутренних отложений, приводящих к опасному повышению температуры стенок труб в наиболее теплонапряженных поверхностях нагрева котла; отсутствие отложений в проточной части турбины, приводящих к ограничению мощности; подавление процессов внутренней коррозии и эрозионного износа оборудования энергоблоков - тракта низкого и высокого давления и конденсатора.

1.2. Оптимальный водно-химический режим на энергоблоках СКД может быть обеспечен при условии:

соответствия качества питательной воды нормам, предусмотренным Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ-89) р. 4.8;

высокого качества добавочной воды для восполнения потерь в цикле;

вывода солей и окислов конструкционных материалов из цикла на установке очистки турбинного конденсата;

применения антикоррозионных покрытий водоподготовительного оборудования и бакового хозяйства;

применения радиональной схемы коррекционной обработки теплоносителя;

обеспечения воздушной и водяной плотности тракта, проведения водных промывок;

качественного выполнения химической послемонтажной очистки;

своевременного проведения эксплуатационной химической очистки основного оборудования;

обеспечения надежного химического контроля;

проведения консервации оборудования во время его простоев в резерве и ремонте;

обеспечения надежной схемы отсосов неконденсирующихся газов из парового пространства теплообменных аппаратов конденсатно-питательного тракта.

2. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НАДЕЖНОГО ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА

2.1. Очистка конденсата турбин

2.1.1. Для обеспечения высокого качества питательной воды на энергоблоках с котлами СКД применяют обезжелезивание и химическое обессоливание конденсата турбины. Во время эксплуатации энергоблока установка по очистке конденсата турбины должна обеспечивать вывод из цикла загрязнений, которые могут поступать с добавочной и охлаждающей водой (Na⁺, Ca²⁺, Mg²⁺, Cl^-, SO₄²⁺; SiO₂), а также тех, которыми вода может обогатиться при прохождении пароводяного тракта (Fe, Cu, Zn, Ni и др.).

Конденсатоочистка, работающая по схеме Н-ОН ионирования, улавливает также и аммиак.

2.1.2. При стабильной работа энергоблока и соответствии качества питательной воды нормам ПТЭ качество обессоленного конденсата по величине удельной электрической проводимости Н-катионированной пробы (æ_н) не должно превышать 0,1 - 0,15 мкСм/см.

2.1.3. Возможными причинами ухудшения качества обессоленного конденсата могут быть:

несвоевременное отключение на регенерацию фильтров;

ухудшение технологических характеристик ионитов (забивание механических фильтров окислами железа, истирание ионитов, уменьшение высоты фильтрующего слоя);

неудовлетворительное разделение ионитов ФСД для регенерации или смешение их после регенерации;

недостаточные удельные расходы реагентов на регенерацию;

неполная отмывка ионитов при регенерации;

попадание регенерационных и отмывочных вод в очищенный конденсат на конденсатоочистках с раздельным ионированием;

неправильный подбор соотношения катионита и анионита в обессоливающих фильтрах (оптимальное соотношение 1,5:1 или 2:1 в ФСД и 1:1 при раздельном Н-ОН ионировании).

2.2. Удаление отложений с внутренних поверхностей основного оборудования

2.2.1. Для обеспечения чистоты внутренних поверхностей котла и пароводяного тракта (удаления окалины, продуктов коррозии, а также различного рода послемонтажных загрязнений) перед пуском энергоблока следует проводить химическую очистку (см. МУ 34-70-113-85 «Руководящие указания по предпусковой химической очистке теплоэнергетического оборудования»).

2.2.2. При эксплуатации энергоблока для удаления накопившихся в котле отложений и обеспечения надежной безаварийной работы поверхностей нагрева проводят эксплуатационную химическую очистку (см. «Руководящие указания по локальным химическим очисткам отдельных участков пароводяного тракта энергоблоков 300 МВт по разомкнутой схеме. М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974).

2.2.3. Периодичность эксплуатационных химических очисток зависит от конструкции и условий эксплуатации котла - тщательности соблюдения установленного водно-химического и топочного режимов, уровня тепловых нагрузок поверхностей нагрева, режима работы энергоблока, периодичности его пусков и остановов. Необходимость эксплуатационной химической очистки определяют по допустимому количеству отложений на внутренней поверхности обогреваемых труб пароводяного тракта котла и вида сжигаемого топлива (см. РД 34.37.306-87 «Методические указания по контролю состояния основного оборудования тепловых электрических станций, определению количества и химического состава отложений»).

2.2.4. За ростом отложений на внутренних поверхностях котлов осуществляют непрерывный контроль путем измерения температуры металла стенки трубы, для чего устанавливают специальные температурные вставки, оборудованные термопарами. Конструкцию вставок выбирают в соответствии с типом экранных поверхностей нагрева: гладкотрубные, плавниковые, по РД 34.37.306-87.

Установку температурных вставок и вырезку образцов труб для определения количества образующихся в них отложений ведут на поверхностях, расположенных в зонах максимальных тепловых напряжений (энтальпия среды 1884 - 2093 кДж/кг), с наиболее вероятными условиями для образования отложений и протекания процессов коррозии.

Вставки устанавливают перед проведением послемонтажной химической очистки пароводяного тракта котла.

2.2.5. Первые вырезки образцов труб из наиболее теплонапряженных поверхностей котла, работающего на жидком топливе или смеси жидкого и газообразного топлива не менее 1674 тыс. кДж/(м² · ч), выполняют через 3500 ч эксплуатации после проведения послемонтажной химической очистки.

Образцы труб экранной системы котла вырезают механическим способом или способом газовой резки. Во всех случаях принимают меры предосторожности, предусмотренные РД 34.37.306-87.

2.2.6. Контроль за состоянием проточной части турбины и образованием отложений в ней осуществляют по давлению пара в контрольных ступенях турбины, в основном в регулирующей ступени ЦВД (см. МУ 34-70-130-85«Методические указания по химической  промывке проточной части турбин сверхкритического давления»).

2.2.7. При прогрессирующем заносе солями проточной части проводится промывка турбины вначале влажным паром (от водорастворимых отложений), а затем, при необходимости, влажным паром с присадкой химического реагента или - на остановленном энергоблоке - с применением более эффективных реагентов (см. МУ 34-70-130-85).

2.3. Консервация оборудования

2.3.1. Консервация является средством защиты внутренних поверхностей теплосилового оборудования от стояночной коррозии. Средняя скорость коррозии металла во влажной среде при температуре 20 °С и свободном доступе кислорода составляет 0,05 г/(м² · ч). Суточный простой энергоблока 300 МВт с незаконсервированными и неосушенными поверхностями общей площадью около 30 тыс. м² приведет к образованию в контуре до 50 кг окислов железа.

2.3.2. При выводе котла в резерв или ремонт должны быть приняты меры по консервации поверхностей нагрева котла, теплообменников и калориферов. При аммиачно-гидразинном водном режиме наиболее рациональными и вполне надежными являются методы консервации с применением растворов аммиака и гидразина.

Схемы подачи реагентов и циркуляции растворов при консервации котла гидразином и аммиаком в режиме останова энергоблока описаны в РД 34.20.591-87 «Методические указания по консервации теплоэнергетического оборудования».

Особого внимания требует консервация промежуточных пароперегревателей, которые подвержены стояночной коррозии из-за наличия в них отложений различных соединений, поступающих с паром. Консервацию промежуточного пароперегревателя осуществляют методом вакуумной «сушки», т.е. дренированием и обеспариванием внутренних поверхностей его путем соединения с конденсатором, находящимся под вакуумом. При останове энергоблока следует также предусматривать вакуумную «сушку» первичного пароперегревателя, консервацию проточной части турбины, приводной турбины питательного турбонасоса, турбовоздуходувок и прочего оборудования, соприкасающегося при простое с воздухом (см. РД 34.20.591-87).