1 Общие положения

1.1 Водно-химический режим (ВХР) электростанции должен обеспечивать работу электростанции и тепловых сетей без повреждения и снижения экономичности, связанных с образованием:

• накипи и отложений на теплопередающих поверхностях,

• шлама в оборудовании и трубопроводах электростанции и тепловых сетей,

• коррозии внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования,

• отложений в проточной части турбин.

1.2 Организацию и контроль за ВХР оборудования ТЭЦ осуществляет персонал химического цеха (ХЦ).

1.3 Включение в работу и отключение теплоэнергетического оборудования ТЭЦ, могущие вызвать ухудшение качества воды и пара, должны согласовываться с начальником ХЦ, начальником химической лаборатории (ХЛ) и начальником смены (НС) ХЦ.

1.4 Внутренние осмотры теплоэнергетического оборудования, отбор проб отложений, вырезки образцов труб для анализа, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с ВХР, выполняет персонал КТЦ с участием персонала ХЦ.

1.5 Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на ВХР электростанции, должны быть согласованы с ТТУ Ивановского филиала ОАО «ТГК-6».

1.6 Химический контроль на электростанции должен обеспечивать:

• своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям,

• определение качества или состава воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов, масел, сточных вод;

• проверку загазованности производственных помещений, баков, колодцев, каналов и других объектов ТЭЦ.

1.7 Средства обеспечения ВХР:

• блочная установка для подготовки добавочной воды, работающая по схеме двухступенчатого обессоливания,

• баки, насосы, коммуникации для накопления необходимого запаса добавочной воды и подачи ее в контур,

• контроль за соблюдением специальных требований к работе основного оборудования станции, выявление присосов воды и воздуха в пароводяной тракт,

• гидразинно-аммиачная установка для коррекционной обработки питательной воды,

• фосфатная установка для коррекционной обработки котловой воды,

• схема консервации котлов ТП-87 № 1÷5,

• система химико-технологического мониторинга водно-химического режима (ручного и автоматического химконтроля).

2 Тепловая схема ивтэц-3

2.1 Ивановская теплоэлектроцентраль (ИвТЭЦ-3) предназначена для обеспечения тепловых нагрузок по пару и горячей воде промышленных предприятий и жилищно-коммунальной застройки юго-восточного района г. Иваново и г. Кохма. Установленная электрическая мощность станции - 330 МВт (4 турбоагрегата (ТА), состоящих из паровых турбин (ПТ) ст.№1 типа ПТ-60-130/13, ст. №2 Т-100/120-130-3, ст. № 3, 4 ПТ-80/100-130/13 и генераторов.

2.2 В парогенераторах (котлоагрегатах, КА) марки ТП-87 № 1÷5 из питательной воды получают пар, который с давлением Р = 140 кгс/см² и температурой t = 550°С по паропроводу поступает в турбоагрегат, где тепловая энергия пара преобразуется в механическую энергию вращения турбины. Часть пара из турбины отбирается для подогрева воды в подогревателях, бойлерах.

Отработанный в турбине пар конденсируется в конденсаторе турбины с параметрами конденсата на выходе Р = 0,03 кгс/см², t = 24 °С, затем перекачивается конденсатными электронасосами (КЭН) через систему регенеративных подогревателей низкого давления ПНД № 1÷4, где нагревается до 130 – 140 °С. Из ПНД-4 конденсат поступает в деаэратор 6 ата (Д-6), в котором происходит удаление из воды свободного кислорода и ее нагрев до 158 °С.

Из Д-6 питательная вода питательными насосами (ПЭН) подается в систему регенеративных подогревателей высокого давления ПВД № 5÷7, где нагревается до 223 - 250°С.

После ПВД № 7 питательная вода поступает в экономайзер котлоагрегата, где нагревается до 300°С , а затем в барабан котла.

2.3 Подогрев основного конденсата в ПНД и питательной воды в ПВД осуществляется паром из отборов турбины.

Конденсат греющего пара ПНД № 1÷4 сливными насосами вводится в линию (рассечку) основного конденсата между ПНД-2 и ПНД-3. Конденсат греющего пара ПВД № 5÷7 отводится в Д-6 или в ПНД-4 (в зависимости от нагрузки на турбине).

2.4 Подогрев сетевой воды на ТЭЦ осуществляется в горизонтальных сетевых подогревателях № 1 и № 2 (ПСГ-1 и ПСГ-2) ТА № 2, 3, 4. В холодное время года необходимый подогрев сетевой воды до Т = 120°С осуществляется в сетевых бойлерах № 1, 2 и пиковых водогрейных котлах ПТВМ-100 № 1 и № 2, КВГМ-100 № 3 и № 4.

Конденсат греющего пара ПСГ конденсатными насосами ПСГ возвращается в рассечку между ПНД-2 и ПНД-3.

2.5 Для удаления газов и улучшения теплообмена ПВД, ПНД и ПСГ осуществляется отсос неконденсирующихся газов из парового пространства каскадно, из подогревателя с большим давлением, по пару, в подогреватель с меньшим давлением и, далее, в конденсатор турбины, из которого эти газы удаляются основными эжекторами в атмосферу. Контроль отсоса газов из подогревателей осуществляет персонал КТЦ.

2.6 На работающей ТЭЦ в основном цикле станции имеют место потери пара и воды, называемые внутристанционными. Восполнение этих потерь осуществляется добавочной химобессоленной водой (ХОВ), которая поступает из химического цеха в баки запаса конденсата (БЗК) №1,2,3, откуда подается насосами (НБЗК № 1÷3) в деаэраторы ДСА-200 (Д-1,2 ата) №1,2,3, где происходит подогрев до 104°C с помощью отборного пара турбины или выпара с Д-6 ата, а также удаление из воды агрессивных газов (СО2 и О2) при Р=1,2 кгс/см². В случае работы Д-1,2 ата №3 химобессоленная вода дополнительно подогревается в подогревателях ХОВ (ПХОВ № 3А, № Б), в случае работы Д1,2 №1,2 - дополнительного подогрева воды в ПХОВ не требуется.

После дегазации ХОВ из деаэраторов Д-1,2 перекачивающими насосами подается в линию основного конденсата между ПНД №2 и №3.

С напора насосов БЗК химобессоленная вода также подается на охлаждение леток котлов с возвратом в БЗК или на всас насосов БЗК.

2.7 Для снижения внутристанционных потерь дренажи воды, пара и конденсата оборудования и трубопроводов, которые не ухудшают качество питательной воды, направляются в дренажные баки, затем в баки запаса конденсата БЗК № 1-3 и возвращаются в основной цикл.

Для сбора дренажных вод в турбинном отделении установлены баки низких точек БНТ №1, БНТ №4 (под ТА № 1 и № 4 на отметке - 2,4 м). Вода из БНТ № 1,4 насосами НБНТ подается в БЗК №1-3 (существует также резервная схема откачки воды из БНТ №1,4 в ДрБ котельного отделения).

В котельном отделении установлены дренажные баки ДрБ №1, 2, 3 (на нулевой отметке у постоянного торца главного корпуса) и бак конденсата калориферов БКК (на нулевой отметке под КА № 4).

В дренажный бак (объемом 25 м³) заведены:

- дренажи трубопроводов питательной воды и острого пара котлов ТП-87 № 1, 2, 3, трубопроводов пара на Д-6 через расширитель высокого давления РВД-1 и расширитель низкого давления РНД-1,

- конденсат ОЧС с размораживающего устройства через расширитель среднего давления РСД-1,

- конденсат спутников мазутопроводов и спутников трубопроводов гидразина, аммиака и фосфатов через РНД-1,

- выпар расширителей низкого, среднего и высокого давления,

- слив с котлов,

- вода из БНТ № 1, 4.

В бак конденсата калориферов (40 м³) заведены:

- дренажи трубопроводов питательной воды и острого пара котлов ТП-87 № 4, 5 через РВД-2 и РНД-2,

- конденсат калориферов котлов через расширитель конденсата калориферов (РКК),

- конденсат с сетевых бойлеров № 1, № 2.

Вода из Др.Б насосами НДБ (насос дренажного бака) подается в БЗК. Существует линия подачи воды из БКК в линию питательной воды перед Д-6 насосами БСКК (бак слива конденсата калорифера).