Теплоэнергетика, 2021, № 5, стр. 63-71
Расчетное определение качества пара энергетических котлов по измерению удельной электрической проводимости и рН
А. Б. Ларин a, *, Б. М. Ларин a, М. П. Савинов a
a Ивановский государственный энергетический университет
153003 г. Иваново, Рабфаковская ул., д. 34, Россия
* E-mail: yaandy_81@mail.ru
Поступила в редакцию 18.05.2020
После доработки 17.06.2020
Принята к публикации 26.08.2020
Аннотация
Качество пара, производимого котлами, жестко нормируется и должно быть обеспечено при любом качестве добавочной воды и составе оборудования тепловой схемы котельной установки. В условиях совершенствования приборной базы химического контроля появляется возможность создания измерительных систем, обеспечивающих контроль основных нормируемых и диагностических показателей качества пара на базе измерений удельной электрической проводимости и pH охлажденных проб. В отличие от котлов давлением 13.8 МПа и более, в паровых котлах давлением пара 9.8 и 3.9 МПа, а также промышленных котлах-утилизаторах пар в большей мере загрязнен солями и углекислотой, а также содержит аммиак, поступающий в него из котловой воды. Для оценки качества пара нередко пользуются двухквадратной номограммой Мостофина, предложенной им более 50 лет назад. При использовании некоторых расчетных алгоритмов можно рассчитывать нормируемые и диагностические показатели качества пара, такие как концентрации натрия, хлоридов, аммиака, у-глекислоты и солесодержание. Представлен алгоритм расчетного определения концентраций названных примесей для охлажденных проб свежего пара энергетических котлов как давлением менее 10.0 МПа, так и сверхвысокого и сверхкритического давлений, а также промышленных котлов-утилизаторов, включая энергоблоки парогазовых установок (ПГУ). Приведены примеры использования расчетной методики для анализа качества пара промышленных котлов.
Основу современной теплоэнергетики составляют энергоблоки с парогазовыми установками и прямоточными котлами сверхкритического давления. В большом количестве представлены на ТЭЦ барабанные котлы давлением 13.8 МПа с подпиткой обессоленной водой удельной электрической проводимостью менее 1.0 мкСм/см. На промышленных ТЭЦ и в теплосиловых цехах промышленных предприятий (нефтеперерабатывающих заводов, металлургических комплексов, предприятий органического синтеза и минеральных удобрений и др.) работают паровые барабанные котлы давлением 9.8 и 3.9 МПа, а также котлы-утилизаторы (КУ) разных давлений. Восполнение потерь водного теплоносителя в котлах давлением менее 10.0 МПа производится умягченной или частично обессоленной водой, полученной с использованием мембранных установок обратного осмоса или путем подмеса к умягченной воде конденсата собственного производства.
Во всех случаях качество пара, производимого котлами, должно соответствовать нормам при любом составе оборудования тепловой схемы [1–3]. В условиях совершенствования приборной базы химического контроля качества теплоносителя возрастает потребность в создании измерительных систем, обеспечивающих контроль основных нормируемых и диагностических показателей качества пара расчетным способом на базе измерений удельной электрической проводимости и pH охлажденных проб. Такие расчеты могут быть реализованы с помощью алгоритмов и программ для анализаторов примесей конденсата и питательной воды типа “Лидер-АПК” (НПП “Техноприбор”) для котлов давлением более 10 МПа при подпитке глубоко обессоленной водой [4, 5]. В паровых котлах давлением 9.8 и 3.9 МПа и промышленных котлах-утилизаторах пар в большей мере загрязнен солями (в расчете на NaCl) и углекислотой (в форме CO2), а также содержит аммиак, в значительной степени выносимый в пар из котловой воды.
Для оценки качества пара пользуются двухквадратной номограммой Мостофина (рис. 1), предложенной им более 50 лет назад [6, 7]. По измеренным значениям удельной электрической проводимости χ25, мкСм/см, и рН25 охлажденной до температуры 25°С пробы конденсата пара можно определить концентрацию аммиака ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}}}}}$ и углекислоты ${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{O}}}_{{\text{2}}}}}}}$ (свободной и связанной). Но расчет этих концентраций вблизи нейтральных значений рН может дать значительную ошибку, тем большую, чем больше солевая составляющая электрической проводимости, не учитываемая номограммой. При норме содержания натрия в паре технологических котлов-утилизаторов до 160 мкг/дм3 и рН = 6–9 [3] использование номограммы Мостофина становится неприемлемым. При отсутствии анализаторов натрия или некачественном уходе за ними (или за подготовкой пробы) основным способом автоматического химического контроля качества пара остается измерение удельной электрической проводимости и рН.
Результаты исследований [5, 8, 9] показали, что можно обеспечить режим автоматического измерения pH, удельной электрической проводимости прямой χ и H-катионированной χH охлажденных проб конденсата пара энергетических котлов. При использовании некоторых расчетных алгоритмов, базирующихся на решении системы уравнений, описывающих ионные равновесия в охлажденных пробах теплоносителя, можно рассчитывать основные нормируемые и диагностические показатели качества пара (концентрации натрия, хлоридов, аммиака, углекислоты, солесодержание).
В данной работе представлен алгоритм расчета концентраций примесей в охлажденных пробах свежего пара энергетических котлов давлением менее 10 МПа, сверхвысокого (СВД) и сверхкритического (СКД) давлений, а также промышленных котлов-утилизаторов, включая энергоблоки парогазовых установок (рис. 2). При этом для пара высокой чистоты удельной электрической проводимостью χН ≤ 1.0 мкСм/см и рН > 8.0 достаточно измерений χ и χH с расчетом рН, солесодержания и концентраций катионов в расчете на ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{a}}}^{ + }}}}}$ и анионов сильных кислот в расчете на ${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{--}}}}}.$ В паре с повышенными солесодержанием и концентрацией углекислоты при χH > 1.0 мкСм/см в диапазоне рН от 6.0 до 9.5 необходимы измерения χ, χH и рН охлажденной до 25 ± 10°C пробы пара с расчетом солесодержания, концентраций натрия и углекислоты. Во всех случаях рассчитывается концентрация аммиака, присутствующего в пробе, или другого щелочного агента, например этаноламина, а в случае их совместного использования – в пересчете на аммиак.
БЛОК-СХЕМА АЛГОРИТМА ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОНЦЕНТРАЦИЙ ПРИМЕСЕЙ В ПАРЕ
Алгоритм (см. рис. 2) предполагает расчет показателей качества энергетических котлов в широком диапазоне их параметров. Общим является измерение удельной электрической проводимости прямой и Н-катионированной охлажденной проточной пробы и рН с приведением измеренных значений к температуре 25°C (блок 1). Во всех случаях используется эмпирический параметр n, отвечающий за глубину ионного обмена в Н-катионитном фильтре кондуктометра, в сочетании с соотношением концентрации гидрокарбонатов и хлоридов в Н-катионированной пробе (блок 2). Начальное значение n = 0.5 соответствует среднему значению в диапазоне 0.1–1.0 при возможном его увеличении до 1.5–2.0. Во всех случаях одинаково рассчитывается начальное значение концентраций Cl– (блоки 4, 14).
В блоке 3 происходит деление алгоритма на котлы с подпиткой глубоко обессоленной водой (левая сторона) и паровые котлы и технологические котлы-утилизаторы, питаемые умягченной или частично обессоленной водой (правая сторона). В левой стороне для ПГУ, барабанных и прямоточных котлов СВД и СКД расчет происходит по значению χ, большему или меньшему произведения 1.25χН (блок 5), что соответствует χ > 1.25χН (блок 6) или χ < 1.25χН (блок 8) подщелачивающего агента, например аммиака в паре. Такой алгоритм заложен в анализаторе “Лидер-АПК” (НПП “Техноприбор”). В этом случае необходимыми и достаточными являются измерения удельной электрической проводимости в потоке охлажденной прямой и Н-катионированной пробы. В правой стороне алгоритма выбор действия идет по значению рН, большему или меньшему 8 (блок 15), что характерно для пара невысокого качества, например в котлах давлением 3.9 МПа. При небольшой (рН < 8) или значительной (рН > 8) концентрации подщелачивающего реагента дальнейшие расчеты могут идти как с прямым выводом результатов (блоки 7, 12, 13), так и с оценкой точности вычислений по сравнению с расчетной и измеренной удельной электрической проводимостью охлажденной пробы (блоки 17, 23). Перечень выходных значений показателей качества пара представлен в блоках 6, 12, 13, 18, 24. Результаты расчетов выводятся на экран или (и) на печать (блок 28) в форме, принятой в химической лаборатории на ТЭС.
РАСЧЕТ рН И КОНЦЕНТРАЦИЙ ИОННЫХ ПРИМЕСЕЙ В ОХЛАЖДЕННЫХ ПОТОКАХ ПАРОВЫХ РАСТВОРОВ
Согласно блок-схеме алгоритма (см. рис. 2, блоки 4, 14) молярная концентрация хлоридов ${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{--}}{\text{мол}}}}},$ мкмоль/дм3, рассчитывается по исходным (измеренным) удельной электрической проводимости Н-катионированной пробы, мкСм/см, а также значению рН, приведенным к температуре 25°C, по формуле
(1)
${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}{\text{мол}}}}} = \frac{{1000\,{{\chi }_{{\text{Н}}}}}}{{426.2(1 + n) - 31.9n}},$Если измерения проводятся в потоке конденсата пара барабанного котла СВД (13.8 МПа), котла-утилизатора ПГУ, прямоточного энергетического котла или парогенератора АЭС в присутствии подщелачивающего агента (аммиака), то расчет концентраций ионных примесей, включая солесодержание (СС), выполняется по методике анализатора “Лидер-АПК”, изложенной в [5, 8, 9], с уточнением значения эмпирического параметра n в соответствии с типом парогенерирующего оборудования.
С переходом к паровым котлам низких и средних параметров с подпиткой умягченной водой качество пара значительно ухудшается [3] и появляется необходимость измерения рН конденсата пробы пара. Действие алгоритма (см. рис. 2) в этом случае переходит на блок 14. Особенностью расчетов является невозможность задания достоверного значения эмпирического параметра n. Расчеты концентраций ионных примесей выполняются в несколько приближений при начальном задании n = 0.5.
При концентрации подщелачивающего агента (аммиака), которая существенно превышает концентрацию свободной углекислоты (рН ≥ 8, см. рис. 2, блок 22), расчет концентраций ионных примесей выполняют по следующей методике.
Молярную концентрацию ионов ${\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - },$ мкмоль/дм3, вычисляют по формуле
(2)
${{С}_{{{\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{мол}}}}} = {{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}}n\left( {1 + 5.21\,{{\chi }_{{\text{H}}}}} \right).$Выражение (2) получено решением системы уравнений, описывающих ионные равновесия в пробе конденсата пара.
Далее выполняют расчет удельной электрической проводимости χрасч, мкСм/см, охлажденной пробы пара по формуле
(3)
$\begin{gathered} {{\chi }_{{{\text{расч}}}}} = 0.1265\,{{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}} + 0.2719 \times {{10}^{{{\text{рН}} - 8}}} + \\ + \,\,\left( {0.1181 + 1.3718 \times {{{10}}^{{{\text{рН}} - 11}}}} \right){{С}_{{{\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{мол}}}}}. \\ \end{gathered} $Сравнение χрасч с измеренной удельной электрической проводимостью χ позволяет уточнить значение параметра n в соответствии с выражением
(4)
${{\Delta }}\chi = \frac{{\left| {\chi - {{\chi }_{{{\text{расч}}}}}} \right|}}{\chi } \times 100{\text{\% }}{\text{.}}$(5)
${{n}_{{\text{у}}}} = n + 0.15\,\,\,{\text{при}}\,\,\,{{\chi }_{{{\text{расч}}}}} < \chi {\kern 1pt} ;$Расчет молярных концентраций ${\text{NH}}_{4}^{ + },$ ${{{\text{Н}}}_{{\text{2}}}}{\text{С}}{{{\text{О}}}_{{\text{3}}}},$ мкмоль/дм3, массовых концентраций ${\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }},$ ${\text{N}}{{{\text{a}}}^{ + }},$ ${\text{N}}{{{\text{H}}}_{3}}{\text{,}}$ ${\text{С}}{{{\text{О}}}_{2}}$ и солесодержания ССNaCl, мкг/дм3, выполняют по следующим формулам:
(7)
${{С}_{{{\text{NH}}_{{\text{4}}}^{{\text{ + }}}}}} = {{С}_{{{\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{мол}}}}}\left( {1.0 + 9.6 \times {{{10}}^{{{\text{рН}} - 11}}}} \right) + {{10}^{{{\text{рН}} - 8}}};$(8)
${{С}_{{{{{\text{Н}}}_{{\text{2}}}}{\text{С}}{{{\text{О}}}_{{\text{3}}}}}}} = {{С}_{{{\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{мол}}}}}(1.0 + 4.8 \times {{10}^{{{\text{рН}} - 11}}});$(9)
${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}}}} = 35.5\,{{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}};$(10)
${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{a}}}^{{\text{ + }}}}}}} = 23\,{{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}};$(11)
${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}}}}} = 17{{С}_{{{\text{NH}}_{{\text{4}}}^{{\text{ + }}}}}}\left( {1.0 + \frac{{0.001}}{{1.88 \times {{{10}}^{{6 - {\text{pH}}}}}}}} \right);$(12)
${{С}_{{{\text{С}}{{{\text{О}}}_{{\text{2}}}}}}} = 44\,{{С}_{{{{{\text{Н}}}_{{\text{2}}}}{\text{С}}{{{\text{О}}}_{{\text{3}}}}}}};$При концентрации подщелачивающего агента (аммиака) в паре недостаточной для перевода среды в зону коррозионной устойчивости котельной стали, т.е. при рН ≤ 8 (см. рис. 2, блок 16), расчеты концентраций ионных примесей проводят по следующей схеме.
Молярную концентрацию ${\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - },$ мкмоль/дм3, вычисляют согласно [4] по формуле:
(14)
${{С}_{{{\text{HCO}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{мол}}}}} = {{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}}n\frac{{0.45 + 2.345\,{{\chi }_{{\text{H}}}}}}{{0.45 + {{{10}}^{{6 - {\text{pH}}}}}}}.$Удельную электрическую проводимость пробы, мкСм/см, определяют по уравнению
(15)
$\begin{gathered} {{\chi }_{{{\text{расч}}}}} = 0.1265\,{{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}} + 0.2484 \times {{10}^{{{\text{рН}} - 8}}} + \\ + \,\,0.2997 \times {{10}^{{6 - {\text{рН}}}}} + 0.1181\,{{С}_{{{\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{мол}}}}}. \\ \end{gathered} $Проверку условия окончания расчета выполняют, используя выражения (4)–(6).
Выходные массовые концентрации, мкг/дм3, вычисляют по следующим выражениям:
(16)
${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{a}}}^{{\text{ + }}}}}}} = 23\left( {{{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}} + {{{10}}^{{{\text{pH}} - 8}}} - {{{10}}^{{6 - {\text{pH}}}}}} \right);$(17)
${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}}}} = 35.5{{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{мол}}}}};$ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА КОНЦЕНТРАЦИЙ ИОННЫХ ПРИМЕСЕЙ ПАРОВЫХ РАСТВОРОВ В ОХЛАЖДЕННЫХ ПРОБАХ ПАРА
Пример 1. С помощью системы автоматического химического контроля и лабораторного анализа качества пара барабанного котла Петрозаводской ТЭЦ были получены следующие данные, приведенные к 25°C: χ = 4.1 мкСм/см; χН = = 0.144 мкСм/см; рН = 9.15; ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}}}}}$ = 495.0 мкг/дм3.
Концентрации примесей в паре, рассчитанные по приведенной методике при n = 0.5 и χ > 1.25 χН, составили, мкмоль/дм3: ${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 0.23, ${{С}_{{{\text{HCO}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{расч}}}}}$ = = 0.20, ${{С}_{{{\text{О}}{{{\text{Н}}}^{ - }}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 15.08, ${{С}_{{{\text{NH}}_{{\text{4}}}^{{\text{ + }}}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 15.513. Концентрация NH3, солесодержание и рН при этом были равны: ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 475.0 мкг/дм3, ССNaCl расч = = 13.5 мкг/дм3, pHрасч = 9.18.
Рассчитанное значение рН отличается от измеренного на 0.03 и не превышает паспортную погрешность рН-метра, равную ±0.05. Расчетная концентрация аммиака отличается от измеренной на 4%, что также приемлемо для условий оперативного химического контроля качества теплоносителя.
Пример 2. Измеренные удельная электрическая проводимость и рН охлажденной пробы перегретого пара котла-утилизатора Г-420 БПЭ (3.9 МПа) составили: χ = 5.23 мкСм/см, χН = 2.55 мкСм/см, рН = 7.0.
Начальное значение параметра n было принято равным 0.5, концентрация иона Cl– в соответствии с исходными данными составляла 4.09 мкмоль/дм3. Так как рН = 7.0 < 8.0, концентрацию ${\text{НСО}}_{{\text{3}}}^{ - }$ вычисляли по формуле (14), χрасч – по формуле (15): ${{С}_{{{\text{HCO}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{расч}}}}}$ = 23.9 мкмоль/дм3, χрасч = = 3.39 мкСм/см. При этом χрасч < χ и Δχ = 35.2% > > 3.0%. Поэтому уточненное значение параметра nу было принято равным nу = n + 0.15 = 0.65. После трехкратного расчета при nу = 1.25 были получены следующие значения показателей: ${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{расч}}}}}$ = = 2.84 мкмоль/дм3, ${{С}_{{{\text{HCO}}_{{\text{3}}}^{ - }\,\,{\text{расч}}}}}$ = 39.78 мкмоль/дм3; χрасч = 5.11 мкСм/см. Так как Δχ = 2.3% < 3.0%, расчет может быть закончен со следующими значениями солесодержания и концентраций, мкг/дм3: ССNaCl расч = 350.1, ${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 100.65, ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{a}}}^{{\text{ + }}}}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 65.21, ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 676.19, ${{С}_{{{\text{С}}{{{\text{О}}}_{{\text{2}}}}\,\,{\text{расч}}}}}$ = 2.14 мг/дм3.
Полученные данные свидетельствуют о том, что показатели качества пара соответствуют нормативным значениям [3] и удовлетворяют техническим требованиям предприятия.
Сравнение результатов расчетов в примерах 1, 2 показывает, что при близких концентрациях аммиака в паре котла Е-420-140-565 Петрозаводской ТЭЦ и технологического котла-утилизатора Г-420 БПЭ солесодержание различается в 25 раз. Суммарная концентрация форм углекислоты в примере 1 не превышает 10.0 мкг/дм3, тогда как в примере 2 составляет 2.14 мг/дм3, т.е. превышает нормативное значение более чем в 200 раз.
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ РАСЧЕТА КОНЦЕНТРАЦИИ ИОННЫХ ПРИМЕСЕЙ ПРИ АНАЛИЗЕ КАЧЕСТВА ПАРА ПРОМЫШЛЕННЫХ ПАРОГЕНЕРИРУЮЩИХ УСТАНОВОК
Качество пара промышленных парогенерирующих установок изменяется в широких пределах (табл. 1) [1–3]. С уменьшением параметров пара снижаются и требования к его качеству, сокращается количество нормируемых показателей.
Таблица 1.
Показатель | Прямоточный котел (КАВР) [2] |
Барабанный котел | Энергоблок ПГУ [2] |
|||
---|---|---|---|---|---|---|
13.8 МПа [2] | 9.8 МПа [1] | 3.9 МПа | ||||
[2] | [3] | |||||
pH | 8 ± 0.5 | Не менее 8.5 | Не менее 8.5 | Не менее 8.5 | Не менее 6.0 | Не менее 8.5 |
χН, мкСм/см | Не более 0.1 | Не более 0.2 | Не более 0.5 | – | – | Не более 0.3 |
Концентрация, мкг/дм3: | ||||||
${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{a}}}^{{\text{ + }}}}}}}$ | Не более 5.0 | Не более 5.0 | Не более 25.0 | Не более 60.0 | Не более 160.0 | Не более 10.0 |
${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}}}}$ | Не более 6.0 | – | – | – | – | – |
${{С}_{{{\text{SO}}{{{_{4}^{2}}}^{ - }}}}}$ | То же | – | – | – | – | – |
ТОС, мкг/дм3 | Не более 100.0 | Не более 100.0 | – | – | – | Не более 100.0 |
В значительной степени такое снижение связано с невозможностью обеспечить высокое качество пара котлов-утилизаторов и контролировать его показатели. В то же время для низкопотенциальных паровых потоков обостряется проблема углекислотной коррозии, поэтому требуются контроль и регулирование в них концентрации свободной и связанной углекислоты. В табл. 2, 3 приведены результаты расчета некоторых нормативных и диагностических показателей качества пара промышленных парогенерирующих установок.
Таблица 2.
Объект | Измерение | Расчет | ||||
---|---|---|---|---|---|---|
удельная электрическая проводимость, мкСм/см | рН25 | концентрация, мкг/дм3 | ||||
χ25 | $\chi _{{\text{H}}}^{{25}}$ | ${{С}_{{{\text{C}}{{{\text{l}}}^{ - }}}}}$ | ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{a}}}^{{\text{ + }}}}}}}$ | ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}}}}}$ | ||
АЭС, энергоблок ВВЭР-1000 (2018 г.): | ||||||
пар ПГ-1 пар ПГ-2 |
9.05 7.64 |
0.24 0.24 |
9.52 9.45 |
1.32 1.32 |
0.88 0.88 |
1708 1298 |
ТЭС “Терешково”, Москва (2010 г.): | ||||||
насыщенный пар перегретый пар ВД перегретый пар НД |
5.12 4.84 4.68 |
0.49 0.31 0.36 |
9.23 9.23 9.21 |
40.43 25.58 29.70 |
29.74 18.17 21.31 |
680 626 594 |
Минская ТЭЦ-5 (2014 г.), ПГУ-400: |
||||||
перегретый пар СД насыщенный пар СД |
9.61 11.30 |
0.20 0.34 |
9.55 9.61 |
11.00 18.70 |
7.54 13.07 |
1871 2445 |
ТЭЦ-26 Мосэнерго (2006 г.), барабанный котел: |
||||||
перегретый пар перегретый пар |
3.52 6.05 |
1.0 0.81 |
8.99 9.30 |
55.00 44.72 |
41.81 33.22 |
401 878 |
Костромская ГРЭС (2017 г.), прямоточный котел: |
||||||
свежий пар свежий пар |
0.18 0.47 |
0.12 0.11 |
7.80 8.23 |
0.64 0.57 |
0.07 0.25 |
11 34 |
Петрозаводская ТЭЦ (2015 г.), барабанный котел БКЗ-420: |
||||||
перегретый пар перегретый пар |
4.25 4.21 |
0.12 0.13 |
9.19 9.19 |
6.77 6.88 |
4.58 4.66 |
525 518 |
Череповецкий металлургический комбинат, ТЭЦ-ПВС-1 (2015 г.), барабанный котел: | ||||||
насыщенный пар перегретый пар |
4.96 5.64 |
1.88 1.55 |
8.98 9.15 |
103.40 85.25 |
87.07 69.18 |
680 808 |
ТЭЦ-3 г. Иваново (2015 г.), барабанный котел ТП-87: |
||||||
перегретый пар перегретый пар |
3.704 3.898 |
0.302 0.316 |
9.13 9.15 |
8.31 8.69 |
5.65 5.91 |
429 462 |
ТЭЦ-9 Мосэнерго (2019 г.), барабанный котел Е-420-140-565: |
||||||
насыщенный пар насыщенный пар |
1.91 1.59 |
0.19 0.29 |
9.17 9.00 |
5.23 7.97 |
3.50 5.39 |
176 138 |
Таблица 3.
Объект | Измерение | Расчет | |||||
---|---|---|---|---|---|---|---|
удельная электрическая проводимость, мкСм/см | рН25 | CС, мкг/дм3 | концентрация, мкг/дм3 | ||||
χ25 | $\chi _{{\text{H}}}^{{25}}$ | ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{a}}}^{{\text{ + }}}}}}}$ | ${{С}_{{{\text{N}}{{{\text{H}}}_{{\text{3}}}}}}}$ | ${{С}_{{{\text{С}}{{{\text{О}}}_{{\text{2}}}}}}}$ | |||
ГТС “Терешково” (2017 г.), энергоблок ПГУ-220, двухконтурный КУ (рб < 7 МПа) |
3.46 | 0.51 | 9.0 | 70 | 2.7 | 392 | 197 |
ОАО “Северсталь” (2015 г.), ТЭЦ-ПВС-1 (9.8 МПа) |
4.96 5.64 |
1.88 1.55 |
9.0 9.0 |
258 213 |
71.65 38.0 | 692 816 |
697 898 |
ТЭЦ “Белый ручей” (2017 г.) (3.9 МПа) |
25.0 20.0 |
8.0 7.0 |
7.80 7.90 |
1098 961 |
352.0 303.0 |
3090 2691 |
8279 7160 |
ОАО “Фосагро” (2017 г.), котел-утилизатор Г-420 БПЭ (3.9 МПа) |
5.68 5.62 |
2.53 2.52 |
8.0 6.90 |
347 346 |
93.6 50.0 |
727 750 |
1924 2482 |
АО “Апатит” (2018 г.), паровой котел Е-100-3.9 (3.9 МПа): |
|||||||
отделение 1 отделение 3 |
7.77 5.76 |
5.60 1.48 |
8.77 8.85 |
769 203 |
277.0 8.0 |
988 906 |
1672 1347 |
АО “Апатит”, ТЭЦ-2 (2020 г.), паровой котел Е-100-3.9-400Г (3.9 МПа): |
|||||||
насыщенный пар перегретый пар |
11.10 8.69 |
2.75 2.58 |
7.57 8.12 |
378 354 |
22.4 42.1 |
1549 1239 |
4243 2921 |
АО “Апатит”, ТЭЦ-1 (2020 г.), паровой котел Е-100-3.9-400Г (3.9 МПа): |
|||||||
насыщенный пар конденсат впрыска |
10.70 13.10 |
3.37 4.52 |
9.04 7.20 |
463 620 |
120.0 140.0 |
1889 1805 |
2477 5267 |
Для питательной воды и пара высоких параметров (парогенераторы АЭС с ВВЭР, прямоточные котлы ГРЭС, барабанные котлы ТЭЦ давлением пара 13.8 МПа, энергоблоки ПГУ) расчеты были выполнены авторами по методике анализатора “Лидер-АПК” (см. табл. 2), основанной на измерениях χ и χН в охлажденных пробах, и их результаты представлены в публикациях [5, 8, 9]. Там же приведены данные измерений концентрации аммиака. Для парового котла Е-420-140-565 (БКЗ-420-140 НГМ-4) Петрозаводской ТЭЦ расхождения измеренных и расчетных концентраций аммиака не превышали 5%. Согласно рис. 2, качество пара соответствует левой части блок-схемы расчетного алгоритма (при χН ≤ 1.0 мкСм/см). Сравнение результатов расчета с нормативными данными (см. табл. 1) показывает, что рН во всех случаях отвечает нормам, удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы может быть выдержана на прямоточных котлах (Костромская ГРЭС), котлах-утилизаторах энергоблоков ПГУ давлением пара более 7.0 МПа (Минская ТЭЦ-5), однако возможны отклонения от нормируемых значений. Нередко отклоняются от нормы значения χН на барабанных котлах (13.8 МПа), где, как правило, и расчетные концентрации натрия превышают нормативные. Сравнение расчетной концентрации натрия в паре котла Е-420-140 НГМ-4 ТЭЦ-9 Мосэнерго (3.0 мкг/дм3) с измеренной (4.2 мкг/дм3) показало некоторое превышение полученных при расчете значений, что связано с их интегральным выражением. Концентрация аммиака в паре не нормируется, но присутствие аммиака влияет на рН, и он может быть отнесен к диагностическим показателям. Расчет концентрации свободной и связанной углекислоты, ввиду малости концентраций, не имеет существенного значения и здесь не приводится.
В табл. 3 приведены результаты измерений показателей качества пара и их расчета по методике авторов для некоторых котлов средних параметров (давлением до 9.8 МПа).
Из данных табл. 3 видно, что качество пара котлов давлением 3.9 МПа, как правило, существенно хуже качества пара котлов давлением 9.8 МПа. Согласно [3] нормы качества перегретого пара определяют солесодержание не более 500 мкг/дм3, концентрацию Na+ не более 160 мкг/дм3, рН (при 25°C) в пределах 6.0–9.0. В данном случае солесодержание (и содержание Na+) не всегда удовлетворяет нормам [3] и более чем на порядок превышает нормативные требования к качеству пара энергетических паровых котлов давлением более 10.0 МПа [1, 2], что определяется тепловыми и химическими характеристиками питательной воды и конструктивными показателями котлов-утилизаторов. В частности, суммарные концентрации свободной (H2CO3) и связанной (NH4HCO3) углекислоты значительно (на один-два порядка) превышают таковую для котлов СВД и СКД, что может служить причиной серьезных коррозионных повреждений паро- и конденсатопроводов и пароиспользующего оборудования. Организация автоматического химического контроля качества пара для котлов давлением до 10.0 МПа в современных условиях не менее актуальна, чем для энергетических котлов сверхвысоких давлений, и может быть реализована на основе измерений электрической проводимости и рН охлажденных проб.
ВЫВОДЫ
1. Предложенная методика определения нормируемых и диагностических показателей качества пара реализуется в широком диапазоне паровых энергетических котлов и котлов-утилизаторов с помощью результатов измерения удельной электрической проводимости охлажденных прямой и Н-катионированной проб, а также рН прямой охлажденной пробы пара.
2. Для котлов СВД и СКД с восполнением потерь теплоносителя глубоко обессоленной водой реализуется методика, аналогичная методике анализатора “Лидер-АПК” и основанная на измерениях удельной электрической проводимости.
3. Для котлов среднего давления с восполнением потерь теплоносителя умягченной или частично обессоленной водой при удельной электрической проводимости пробы пара более 1.0 мкСм/см возможны колебания качества пара в широком диапазоне вследствие неустойчивого режима дозирования в питательную воду подщелачивающего агента (аммиака) и значительных изменений концентрации выносимой в пар углекислоты (в форме СО2). В этих условиях рН охлажденных проб пара измеряется достаточно устойчиво и достоверно, что позволяет использовать его прямые измерения для расчета концентрации натрия, аммиака и углекислоты и солесодержания.
Список литературы
Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС, 2003.
СТО 70238424.27.100.013-2009. Водоподготовительные установки и водно-химический режим ТЭС. Условия создания. Нормы и требования. М.: НП “ИнВЭЛ”, 2009.
РД 24.032.01-91. Методические указания. Нормы качества питательной воды и пара, организации ВХР и ХК паровых стационарных котлов-утилизаторов и энерготехнологических котлов. Допустимые значения параметров. М.: НПО ЦКТИ, 1991.
Ларин Б.М., Ларин А.Б., Колегов А.В. Измерения электропроводности и рН в системах мониторинга водного режима ТЭС. Иваново: ИГЭУ, 2014.
Патент РФ № 2573453. Способ определения рН малобуферных предельно разбавленных растворов типа конденсата / Б.М. Ларин, А.Б. Ларин, А.Я. Сорокина, С.В. Киет // Б.И. 2016. № 8.
Мостофин А.А. Расчет значений pH и удельной электропроводности водных растворов NH3 и CO2 // Водоподготовка, водный режим и химконтроль на паросиловых установках. Вып. 2. М.; Л.: Энергия, 1966. С. 178–187.
Мостофин А.А. Влияние температуры на определение рН и СО2 в питательной воде прямоточных парогенераторов // Водоподготовка, водный режим и химконтроль на паросиловых установках. Вып. 6. М.: Энергия, 1978. С. 195–199.
Ларин А.Б., Сорокина А.Я. Расчет концентраций ионных примесей в предельно разбавленных водных растворах типа конденсата и питательной воды паровых котлов // Вестник ИГЭУ. 2017. № 2. С. 13–17.
Измерение рН в условиях сверхчистой среды конденсата и питательной воды энергоблоков / Б.М. Ларин, А.Б. Ларин, А.Я. Сорокина, С.В. Киет // Теплоэнергетика. 2018. № 11. С. 1–6. https://doi.org/10.1134/S004036361811005X
Дополнительные материалы отсутствуют.
Инструменты
Теплоэнергетика