
- •Водоподготовка и водно-химические режимы в теплоэнергетике
- •Предисловие
- •Часть I. Водоподготовка Глава первая Основные характеристики природной воды
- •1.1. Поступление примесей в воду
- •1.2. Классификация, характеристика вод и их примесей
- •1.3. Характеристика ионизированных примесей
- •1.4. Кремнесодержащие соединения и органические примеси
- •1.5. Закономерности изменения количественного состава примесей по районам и сезонам для поверхностных и подземных вод
- •1.6. Технологические, качественные показатели воды
- •1.7. Биологические показатели качества воды
- •Глава вторая Вода в теплоэнергетике
- •2.1. Применение воды в качестве теплоносителя
- •2.2. Принципиальные схемы обращения воды в тракте
- •2.3. Источники загрязнения
- •Характеристика загрязнений трактов тэс и аэс
- •2.4. Влияние примесей воды на надежность работы теплоэнергетического оборудования
- •2.5. Выбор водоисточника и производительности водоподготовительных установок
- •Глава третья
- •Глава четвертая Предварительная очистка воды и физико-химические процессы
- •4.1. Очистка воды методом коагуляции
- •4.2. Осаждение методами известкования и содоизвесткования
- •Глава пятая Фильтрование воды на механических фильтрах
- •Фильтрующие материалы и основные характеристики структуры фильтрованных слоев
- •Глава шестая Обессоливание воды
- •6.1. Физико-химические основы ионного обмена
- •6.2. Ионообменные материалы и их характеристики
- •6.3. Технология ионного обмена
- •6.4. Малосточные схемы ионитных водоподготовок
- •6.5. Автоматизация водоподготовительных установок
- •6.6. Перспективные технологии водоочистки
- •6.6.1. Противоточная технология ионирования
- •Назначение и область применения
- •Основные принципиальные схемы впу
- •Глава седьмая Термический метод очистки воды
- •7.1. Метод дистилляции
- •7.2. Предотвращение накипеобразования в испарительных установках физическими методами
- •7.3. Предотвращение накипеобразования в испарительных установках химическими, конструктивными и технологическими методами
- •Глава восьмая Очистка высокоминерализованных вод
- •8.1. Обратный осмос
- •8.2. Электродиализ
- •Глава девятая Водоподготовка в тепловых сетях с непосредственным водозабором
- •9.1. Основные положения
- •Нормы органолептических показателей воды
- •Нормы бактериологических показателей воды
- •Показатели пдк (нормы) химического состава воды
- •9.2. Подготовка добавочной воды методом н-катионирования с голодной регенерацией
- •9.3. Снижение карбонатной жесткости (щелочности) добавочной воды методом подкисления
- •9.4. Декарбонизация воды методом известкования
- •9.6. Магнитная противонакипная обработка добавочной воды
- •9.7. Подготовка воды для закрытых тепловых сетей
- •9.8. Подготовка воды для местных систем горячего водоснабжения
- •9.9. Подготовка воды для отопительных систем теплоснабжения
- •9.10. Технология обработки воды комплексонами в системах теплоснабжения
- •Глава десятая Очистка воды от растворенных газов
- •10.1. Общие положения
- •10.2. Удаление свободной углекислоты
- •Высота слоя в метрах насадки из колец Рашига определяется из уравнения:
- •10.3. Удаление кислорода физико-химическими методами
- •10.4. Деаэрация в деаэраторах атмосферного и пониженного давления
- •10.5. Химические методы удаления газов из воды
- •Глава одиннадцатая Стабилизационная обработка воды
- •11.1. Общие положения
- •11.2. Стабилизация воды подкислением
- •11.3. Фосфатирование охлаждающей воды
- •11.4. Рекарбонизация охлаждающей воды
- •Глава двенадцатая
- •Применение окислителей для борьбы
- •С биологическим обрастанием теплообменников
- •И обеззараживания воды
- •Глава тринадцатая Расчет механических и ионообменных фильтров
- •13.1. Расчет механических фильтров
- •13.2. Расчет ионитных фильтров
- •Глава четырнадцатая Примеры расчета водоподготовительных установок
- •14.1. Общие положения
- •14.2. Расчет установки химического обессоливания с параллельным включением фильтров
- •14.3. Расчет декарбонизатора с насадкой из колец Рашига
- •14.4. Расчет фильтров смешанного действия (фсд)
- •14.5. Расчет обессоливающей установки с блочным включением фильтров (расчет «цепочек»)
- •Особые условия и рекомендации
- •Расчет н-катионитных фильтров 1-й ступени ()
- •Расчет анионитных фильтров 1-й ступени (а1)
- •Расчет н-катионитных фильтров 2-й ступени ()
- •Расчет анионитных фильтров 2-й ступени (а2)
- •14.6. Расчет электродиализной установки
- •Глава пятнадцатая краткие технологии очистки конденсатов
- •15.1. Электромагнитный фильтр (эмф)
- •15.2. Особенности осветления турбинных и производственных конденсатов
- •Глава шестнадцатая Краткие технологии очистки сточных вод теплоэнергетики
- •16.1. Основные понятия о сточных водах тэс и котельных
- •16.2. Воды химводоочисток
- •16.3. Отработавшие растворы от промывок и консервации теплосилового оборудования
- •16.4. Теплые воды
- •16.5.Воды гидрозолоудаления
- •16.6. Обмывочные воды
- •16.7. Нефтезагрязненные воды
- •Часть II. Водно-химический режим
- •Глава вторая Химический контроль – основа водно-химического режима
- •Глава третья коррозия металла паросилового оборудования и методы борьбы с ней
- •3.1. Основные положения
- •3.2. Коррозия стали в перегретом паре
- •3.3. Коррозия тракта питательной воды и конденсатопроводов
- •3.4. Коррозия элементов парогенераторов
- •3.4.1. Коррозия парообразующих труб и барабанов парогенераторов во время их эксплуатации
- •3.4.2. Коррозия пароперегревателей
- •3.4.3. Стояночная коррозия парогенераторов
- •3.5. Коррозия паровых турбин
- •3.6. Коррозия конденсаторов турбин
- •3.7. Коррозия оборудования подпиточного и сетевого трактов
- •3.7.1. Коррозия трубопроводов и водогрейных котлов
- •3.7.2. Коррозия трубок теплообменных аппаратов
- •3.7.3. Оценка коррозионного состояния действующих систем горячего водоснабжения и причины коррозии
- •3.8. Консервация теплоэнергетического оборудования и теплосетей
- •3.8.1. Общее положение
- •3.8.2. Способы консервации барабанных котлов
- •3.8.3. Способы консервации прямоточных котлов
- •3.8.4. Способы консервации водогрейных котлов
- •3.8.5. Способы консервации турбоустановок
- •3.8.6. Консервация тепловых сетей
- •3.8.7. Краткие характеристики применяемых химических реагентов для консервации и меры предосторожности при работе с ними Водный раствор гидразингидрата n2н4·н2о
- •Водный раствор аммиака nh4(oh)
- •Трилон б
- •Тринатрийфосфат Na3po4·12н2о
- •Едкий натр NaOh
- •Силикат натрия (жидкое стекло натриевое)
- •Гидроксид кальция (известковый раствор) Са(он)2
- •Контактный ингибитор
- •Летучие ингибиторы
- •Глава четвертая отложения в энергетическом оборудовании и способы устранения
- •4.1. Отложения в парогенераторах и теплообменниках
- •4.2. Состав, структура и физические свойства отложений
- •4.3. Образование отложений на внутренних поверхностях нагрева парогенераторов с многократной циркуляцией и теплообменников
- •4.3.1. Условия образования твердой фазы из солевых растворов
- •4.3.2. Условия образования щелочно-земельных накипей
- •4.3.3. Условия образования ферро - и алюмосиликатных накипей
- •4.3.4. Условия образования железоокисных и железофосфатных накипей
- •4.3.5. Условия образования медных накипей
- •4.3.6. Условия образования отложений легкорастворимых соединений
- •4.4. Образование отложений на внутренних поверхностях прямоточных парогенераторов
- •4.5. Образование отложений на охлаждаемых поверхностях конденсаторов и по такту охлаждающей воды
- •4.6. Отложения по паровому тракту
- •4.6.1. Поведение примесей пара в пароперегревателе
- •4.6.2. Поведение примесей пара в проточной части паровых турбин
- •4.7. Образование отложений в водогрейном оборудовании
- •4.7.1. Основные сведения об отложениях
- •4.7.2. Организация химического контроля и оценка интенсивности накипеобразования в водогрейном оборудовании
- •4.8. Химические очистки оборудования тэс и котельных
- •4.8.1. Назначение химических очисток и выбор реагентов
- •4.8.2. Эксплуатационные химические очистки паровых турбин
- •4.8.3. Эксплуатационные химические очистки конденсаторов и сетевых подогревателей
- •4.8.4. Эксплуатационные химические очистки водогрейных котлов Общие положения
- •Технологические режимы очистки
- •4.8.5. Важнейшие реагенты для удаления отложений из водогрейных и паровых котлов низкого и среднего давлений
- •Глава пятая водно-химический режим (вхр) в энергетике
- •5.1. Водно-химические режимы барабанных котлов
- •5.1.1. Физико-химическая характеристика внутрикотловых процессов
- •5.1.2. Методы коррекционной обработки котловой и питательной воды
- •5.1.2.1. Фосфатная обработка котловой воды
- •5.1.2.2. Амминирование и гидразинная обработка питательной воды
- •5.1.3. Загрязнения пара и способы их удаления
- •5.1.3.1. Основные положения
- •5.1.3.2. Продувка барабанных котлов тэс и котельных
- •5.1.3.3. Ступенчатое испарение и промывка пара
- •5.1.4. Влияние водно-химического режима на состав и структуру отложений
- •5.2. Водно-химические режимы блоков скд
- •5.3. Водно-химический режим паровых турбин
- •5.3.1. Поведение примесей в проточной части турбин
- •5.3.2. Водно-химический режим паровых турбин высоких и сверхвысоких давлений
- •5.3.3. Водно-химический режим турбин насыщенного пара
- •5.4. Водный режим конденсаторов турбин
- •5.5. Водно-химический режим тепловых сетей
- •5.5.1. Основные положения и задачи
- •5.5.2. Источники загрязнения воды тепловых сетей окислами железа
- •5.5.3. Повышение надежности водно-химического режима теплосетей
- •5.5.4. Особенности водно-химического режима при эксплуатации водогрейных котлов, сжигающих мазутное топливо
- •5.6. Проверка эффективности проводимых на тэс, котельных водно-химических режимов
- •Часть III Случаи аварийных ситуаций в теплоэнергетике из-за нарушений водно-химического режима
- •Оборудование водоподготовительных установок (впу) останавливает котельную и заводы
- •Карбонат кальция задает загадки…
- •Магнитная обработка воды перестала предотвращать карбонатно-кальциевое накипеобразование. Почему?
- •Как предупредить отложения и коррозию в небольших водогрейных котлах
- •Какие соединения железа осаждаются в водогрейных котлах?
- •В трубках псв образуются отложения из силиката магния
- •Как взрываются деаэраторы?
- •Как спасти трубопроводы умягченной воды от коррозии?
- •Соотношение концентраций ионов в исходной воде определяет агрессивность котловой воды
- •Почему «горели» трубы только заднего экрана?
- •Как удалять из экранных труб органо-железистые отложения?
- •Химические «перекосы» в котловой воде
- •Эффективна ли периодическая продувка котлов в борьбе с железоокисным преобразованием?
- •Свищи в трубах котла появились до начала его эксплуатации!
- •Почему прогрессировала стояночная коррозия в самых «молодых» котлах?
- •Почему разрушались трубы в поверхностном пароохладителе?
- •Чем опасен котлам конденсат?
- •Основные причины аварийности тепловых сетей
- •Проблемы котельных птицепрома Омского региона
- •Почему не работали цтп в Омске
- •Причина высокой аварийности систем теплоснабжения в Советском районе г. Омска
- •Почему высока коррозионная аварийность на новых трубопроводах теплосети?
- •Сюрпризы природы? Белое море наступает на Архангельск
- •Река Омь угрожает аварийным остановом теплоэнергетического и нефтехимического комплексов г. Омска?
- •– Увеличена дозировка коагулянта на предочистку;
- •Выписка из «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей», утв. 19.06.2003
- •Требования к приборам ахк (Автоматика химического контроля)
- •Требования к средствам лабораторного контроля
- •Сравнение технических характеристик приборов различных фирм производителей
- •Содержание
- •Глава 10. Очистка воды от растворенных газов 112
- •Глава 4. Отложения в энергетическом оборудовании
- •Глава 5. Водно-химические режимы (вхр) в энергетике 256
- •Часть III. Случаи аварийных ситуаций в теплоэнергетике по вине водно-химического режима
1.5. Закономерности изменения количественного состава примесей по районам и сезонам для поверхностных и подземных вод
Подземные водотоки, выходя на поверхность земли, играют значительную роль в питании рек, поэтому солевой состав рек зависит от характера почв и грунтов, с которых они собираются. Вследствие этого воды некоторых северных рек (Печора, Вятка, Нева), стекающих в районах сильновымытых или скальных грунтов, характеризуются малой минерализованностью (около 150 мг/дм3). Воды рек южных районов (Эмба, Миус, Амударья), протекающих по сильно засоленным почвам, содержат до 1000 мг/дм3 растворенных примесей. Если река протекает через районы с различными географическими условиями и геологическим строением (например, Волга), минерализованность ее воды может меняться на протяжении от истока до устья в 2–3 раза. Изменением характеристик грунтов и почв в направлении с севера на юг европейской части определяется эмпирическое правило повышения солесодержания рек в указанном направлении.
Количественный и качественный состав примесей рек и водоемов зависит от метеорологических условий и подвержен сезонным колебаниям. Так, в весенний паводковый период, после вскрытия льда, воды содержат минимальное количество растворенных солей, однако характеризуются максимальным количеством взвешенных веществ, увлекаемых с поверхности почвы быстрыми потоками талых вод. В зимний период в результате питания поверхностного водотока подземными водами его солесодержание достигает максимума (рис. 1.1). В летнее время состав речной воды определяется соотношением в питании долей поверхностного и подземного стоков.
Отмеченные географические и сезонные изменения состава природных вод необходимо учитывать при использовании показателей качества природной воды, с тем чтобы не определять пригодность водотока по результатам единичного наблюдения, выполненного на значительном расстоянии от планируемого места водозабора.
Рис. 1.1. Изменение
солесодержания речной воды по временам
года
1.6. Технологические, качественные показатели воды
В зависимости от характера использования воды различными потребителями определяются и показатели, необходимые для качественной и количественной характеристики воды.
Важнейшими показателями качества воды для использования ее в теплоэнергетике являются
– концентрация грубодисперсных веществ (ГДП);
– концентрация истинно-растворимых примесей (ионный состав);
– концентрация коррозионно-активных газов;
– концентрация ионов водорода;
– технологические показатели, в которые входят сухой и прокаленный остаток, окисляемость, жесткость, щелочность, кремнесодержание, удельная электропроводность и т.д.
Концентрация грубодисперсных веществв воде может быть достаточно точно определена фильтрованием воды через бумажный фильтр с последующим его высушиванием при температуре 378–383 К до постоянной массы. Однако на практике предпочитают использовать методы определения грубодисперсных веществ по прозрачности и мутности воды.
Прозрачность водыопределяют при повышенных концентрациях ГДП в воде при помощи стеклянной трубки, залитой водой, на дне которой расположен шрифт или крест с шириной линии 1 мм. Высота столба воды, при которой определяется хорошая видимость шрифта или креста, является количественной оценкой прозрачности воды. При малых концентрациях ГДП (< 3мг/дм3) используется нефелометрический метод, основанный на сравнении мутности анализируемой воды с соответствующим эталоном. Концентрация ГДП может быть также определена по разности значений плотного и сухого остатков, полученных при упаривании одного кубического дециметра соответственно нефильтрованной и фильтрованной воды.
Сухой остатокпозволяет косвенно судить о солесодержании воды, т.е. о сумме всех анионов и катионов в воде, за исключением ионов Н+и ОН-. Однако при образовании сухого остатка несколько изменяется ионный состав примесей за счет разложения бикарбонатов. В сухой остаток входит также часть органических и коллоидных примесей. Прокаливание сухого остатка при температуре 1073 К приводит к сгоранию органических примесей и распаду карбонатов. Поэтому разность значений плотного и сухого остатков позволяет лишь ориентировочно оценить концентрацию органических примесей в воде.
Концентрации отдельных ионов в воде,
(мг/дм3или кмоль/дм3),
определяемых методами химического
анализа. Правильность проведения анализа
должна подтверждаться выполнением
закона электронейтральности:ммоль/дм3. Возможная ошибка при
этом не должна превышать 1 %.
|
(1.5) |
Если ошибка превышает 1 %, то следует проверить качество анализа отдельных ионов или повторить весь анализ.
Суммарная концентрация всех катионов и анионов в воде составляет содержание воды, при этом не учитываются анионы кремниевой кислоты из-за неопределенности сведений об их концентрации в ионной форме, полуторные оксиды и ионы Н+и ОН-. В случае крепких растворов ионы Н+и ОН-следует учитывать при подсчете солесодержания.
Жесткость водыявляется одним из
важнейших показателей, определяющих
пути использования воды в теплоэнергетике.
Общей жесткостью воды ЖОназывается
суммарная концентрация ионов кальция
и магния выражаемая в ммоль/дм3,
а при малых значениях – в мкмоль/дм3.
По определяющему катиону общая жесткость
воды подразделяется на кальциевую ЖСаи магниевую ЖMg.
Часть общей жесткости, эквивалентная
концентрации бикарбонат-ионов и
карбонат-ионов в воде, называется
карбонатной жесткостью ЖК, а
остальная часть, эквивалентная
содержащимся в воде другим анионами др), – некарбонатной жесткостью ЖНК.
ЖСаЖО ЖMg.
ЖКЖНК
Ca(HCO3)2CaSO4
MgCO3MgCl2
Общей щелочностью водыЩО(ммоль/дм3) называется суммарная концентрация всех анионов слабых кислот и ионов гидроксида за вычетом концентрации ионов водорода:
|
(1.6) |
Характер анионов слабых кислот,
обусловливающих общую щелочность,
позволяет подразделять ее на гидратную
щелочность (равную концентрации ионов
ОН-), силикатную,
фосфатную (
и
),
бикарбонатную
и карбонатную
.
Обычно в природных водах бикарбонатная щелочь существенно преобладает над другими видами щелочности, поэтому ее значение без большой погрешности выражает общую щелочность воды. Поправка на концентрацию ионов Н+при определении щелочности вводится при присутствии в воде слабых кислот в свободном состоянии, так как при их диссоциации образуются в эквивалентных количествах анионы слабых кислот и анионы Н+.
Пример 1.1.Вода имеет следующийcостав примесей (ммоль/дм3).
Определить жесткость и щелочность воды.
Проверим правильность представленного
анализа:
Общая жесткость воды
ЖО = ЖСа + ЖMg = 3 + 1 = 4 ммоль/дм3,
где ЖСа = 3 ммоль/дм3; ЖMg = 1 ммоль/дм3.
Щелочность воды
ЩО = ЩК + ЩНК= 3 + 0 =3 ммоль/дм3;
ЖК = ЩК = 3; ЖНК = ЖО - ЖК = 4 – 3 = 1 ммоль/дм3.
Удельная электропроводность воды (См/см) характеризуется электрической проводимостью слоя воды, находящегося между двумя противоположными гранями куба с ребром, равным 10-2м. Она косвенно связана с суммарной концентрацией примеси в истинно-растворенном состоянии (солесодержанием). В чистой воде, не содержащей примесей, перенос зарядов осуществляется лишь ионами Н+и ОН-. Удельная проводимость такой воды при температуре 293 К составляет 0,04 мкСм/cм. В растворах связь между электропроводимостью и концентрацией ионных примесей зависит от множества факторов, в том числе от температуры, вида ионов, степени диссоциации, что существенно затрудняет измерение. Более определенная связь существует в растворах при постоянных температуре и степени диссоциации.
Концентрация растворенных газовв воде зависит от множества факторов: природы газа, температуры воды, степени минерализации воды, парциального давления газа над водой, рН воды и т.п. Это во многих случаях существенно затрудняет их аналитическое определение в технологических процессах и требует специальных методов анализа. Концентрация СО2в природной воде существенно зависит от степени углекислотного равновесия и составляет примерно 0,5 мг/дм3(10-5моль/дм3) при температуре 293 К.
Концентрация О2в значительной степени зависит от содержания в воде органических веществ и температуры. При увеличении температуры от 273 до 308 К концентрация кислорода в чистой воде уменьшается от 14,6 до 6,5 мг/дм3.
Показатель концентрации водородных ионов (рН)воды характеризует реакцию воды (кислая, щелочная, нейтральная) и учитывается при всех видах обработки воды.
В соответствии с законом действующих масс вода частично диссоциирует на ионы Н+и ОН-, согласно уравнению
|
(1.7) |
Значение рН водных растворов определяет
интенсивность диссоциаций содержащихся
в них слабых кислот или оснований. С
понижением рН, т.е. с повышением активности
(или концентрации) ионов Н+,
процентное содержание недиссоциированных
молекул слабых кислот повышается, а
содержание их анионов понижается (табл.
1.2), для катионов слабых оснований
наблюдается обратное соотношение, рН
природной воды обычно колеблется в
пределах 6–8 и зависит в основном от
соотношения в воде концентрацийи Н2СО3. Измерение рН основано
на определении разности электрических
потенциалов (потенциометрический метод)
двух помещенных в анализируемый раствор
электродов – индикаторного и электрода
сравнения.
Таблица 1.2
Состояние диссоциации слабых оснований и кислот при различных значениях рН и температуре 25 °С, %
Вещество |
рН | |||||||||||||
4 |
4,5 |
5 |
5,5 |
6 |
6,5 |
7 |
7,5 |
8 |
8,5 |
9 |
9,5 |
10 |
10,5 | |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0,6 |
1,6 |
5,3 |
15,0 |
35,8 |
63,7 |
84,8 |
94,6 |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
99,4 |
98,4 |
94,7 |
85,0 |
64,2 |
36,3 |
15,2 |
5,4 |
|
99,6 |
98,7 |
95,9 |
88,0 |
69,9 |
42,3 |
18,9 |
6,8 |
2,3 |
0,7 |
0,2 |
- |
- |
- |
|
0,4 |
1,3 |
4,1 |
12,0 |
30,1 |
57,7 |
81,1 |
93,0 |
97,3 |
97,8 |
95,3 |
87,0 |
68,0 |
40,2
|
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0,2 |
0,4 |
1,5 |
4,5 |
13,0 |
32,0 |
59,2 |
|
1,3 |
0,4 |
0,1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
98,6 |
99,4 |
99,3 |
98,0 |
94,2 |
83,6 |
61,7 |
33,8 |
13,9 |
4,9 |
1,6 |
0,5 |
0,1 |
- |
|
0,1 |
0,2 |
0,6 |
2,0 |
5,8 |
16,4 |
38,3 |
66,2 |
86,1 |
95,1 |
98,3 |
99,2 |
98,9 |
96,9 |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0,1 |
0,3 |
1,0 |
3,1 |
|
- |
- |
100,0 |
- |
99,9 |
- |
99,6 |
- |
96,1 |
- |
71,5 |
- |
20,0 |
4,0 |
|
- |
- |
- |
- |
0,1 |
- |
0,4 |
- |
3,9 |
- |
28,5 |
- |
79,9 |
95,4 |
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
0,1 |
0,6 |
Окисляемость воды– это показатель, имеющий условное значение и представляющий собой расход какого-либо сильного окислителя, необходимого для окисления в определенных условиях органических примесей, которые содержатся в 1 л воды. Обычно для этих целей применяется перманганат калия (КMnO4) или бихромат калия (K2Cr2O7), различая соответственно перманганатную и бихроматную окисляемость. Результаты определения перманганатной окисляемости воды выражаются в кислородных или перманганатных единицах (О2, КMnO4), т.е миллиграмм на кубический дециметр (мг/дм3), различающихся в 3,95 раза. Бихроматная окисляемость обычно превышает перманганатную в 2–2,5 раза, а разность между ними позволяет судить об устойчивости органических примесей к действию окислителей. При определении окисляемости обоих видов происходит окисление не только содержащихся в воде органических веществ, но и некоторых неорганических, например закисного железа, сероводорода, нитритов. Поэтому следует еще раз подчеркнуть, что окисляемость характеризует содержание в воде органических веществ приближенно и условно.
Окисляемость чистых грунтовых вод составляет обычно 1–3 мг О2/дм3, в то время как в водах поверхностных источников окисляемость повышается до10–12 мг О2/дм3. Реки болотного происхождения и поверхностные источники в
период паводка отличаются очень высокой окисляемостью, превышающей, например, 30 мг О2/дм3. Сточные воды, содержащие органические вещества и сбрасываемые в водоемы, могут повышать окисляемость воды различных источников.
Для суммарной оценки органических загрязнителей применяют метод сорбции из воды органических веществ активированным углем с последующим его высушиванием и экстракцией из него этих веществ хлороформом (метод угольно- хлороформного экстракта). В массовых единицах (мг/дм3) оценивают в ряде случаев содержание общего органического углерода в воде.
Для сопоставления показателей качества воды в табл. 1.3 дан ориентировочный химический состав вод некоторых источников водоснабжения.