Исследование и разработка мероприятий по оптимизации водно-химического режима и водоподготовительной установки на Улан-Баторской ТЭЦ-3 с барабанными котлами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат технических наук Батсух Оюунсувд

• Батсух Оюунсувд
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Батсух Оюунсувд

Введение.4

Глава 1. Поведение примесей в пароводяном тракте ТЭС и постановка задачи исследований

1.1. Источники поступления примесей в пароводяной тракт ТЭС

1.2. Образование отложений в паровых турбинах.

1.3. Коррозионные повреждения проточной части паровых турбин.

1.4. Основные ВХР, используемые на ТЭС с барабанными котлами высоких параметров.

1.5. Постановка задачи исследований.

Глава 2. Описание установки для подготовки добавочной воды

Улан-Баторской ТЭЦ

2.1. Схема водоподготовительной установки.

2.2. Влияние качества добавочной воды на качество питательной воды и пара.

Глава 3. Анализ количества и состава отложений в проточной части турбин ПТ-25-90/10М (ст.№5 и ст.№8)

Улан-Баторской ТЭЦ-3.

Глава 4. Совершенствование режимов и технологии обессоливания ВПУ Улан-Баторской ТЭЦ

4.1 Предложение по оптимизации работы ВПУ.

4.2. Предложения по использованию растворов NaCl и NaOH для восстановлении обменной емкости сильноосновного анионита АВ-17-8.

4.3.Оптимизация ВХР на Улан-Баторской ТЭЦ-3.

Глава 5. Повышение надежности эксплуатаций ВПУ

5.1. Общее положение.

5.2. Описание комплексных тренажеров по эксплуатации двухкамерных механических фильтров и ионообменных фильтров.

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка мероприятий по оптимизации водно-химического режима и водоподготовительной установки на Улан-Баторской ТЭЦ-3 с барабанными котлами»

По данным зарубежных исследователей процессы коррозии и образования отложений в пароводяном тракте тепловых электростанций являются основной причиной снижения надежности и повышения стоимости пара и t' электроэнергии. Самая высокая составляющая стоимости - возмещение пара и электроэнергии, которая в США до середины 1998 года составляла 100 дол за 1 МВт, а в настоящее время достигла 7000 дол за 1 МВт. Поэтому решение задач, направленных на снижение интенсивности указанных выше процессов, имеет первостепенное значение. Одна из них - поддержание качества воды и пара на уровне, соответствующем нормам технологического проектирования.

Качество пара и питательной воды напрямую зависит от качества q добавочной воды. Современные водоподготовительные установки позволяют получать добавочную воду с низкой концентрацией примесей, однако нередко качество добавочной не соответствует нормируемым показателям. Ухудшение качества добавочной воды влияет на качество питательной воды и получаемого пара. В частности, в воде могут присутствовать органические примеси, кремниевая кислота в повышенных концентрациях и другие соединения, которые переходят в пар. Повышенное содержание примесей в паре приводит к образованию отложений в проточной части турбин и интенсификации коррозионных ^ процессов. Эти процессы снижают мощность турбин и надежность работы. Но и при высоком качестве добавочной воды в проточных частях турбин образуются коррозионно-агрессивные ссреды. Поэтому совершенствование способов подготовки добавочной воды, повышающих её качество, имеет большое практическое значение. При эксплуатации энергетического оборудования большое значение имеет и квалификация обслуживающего персонала. Поэтому развитие тренажерной базы для проведения тренировок персонала, особенно в нестандартных ситуациях, позволяет повысить надежность обслуживания оборудования. В настоящее время выбор оптимального водно-химического режима (ВХР) для паровых стационарных котлов с естественной циркуляцией является весьма актуальной задачей. Применяемые традиционные технологии ведения ВХР барабанных котлов, такие как обработка питательной воды гидразином и аммиаком и котловой воды фосфатами, имеют ряд существенных недостатков. К ним относятся: высокая токсичность гидразина-гидрата, не достаточно эффективная защита от отложений и коррозии всего оборудования пароводяного тракта, особенно на ТЭС с разнородными конструкционными материалами, применение нескольких реагентов для коррекционной обработки теплоносителя, необходимость использования дополнительных реагентов для защиты от стояночной коррозии при ремонтах и простоя оборудования. Поэтому проводятся работы, цель которых состоит в использовании более оптимальных водно-химических режимов. Один из путей в решении этого вопроса - применение пленкообразующих аминов, в частности, хеламина. Перевод барабанных котлов ТЭС на хеламинный водно-химический режим позволяет:

- обеспечить надежную защиту от коррозии не только поверхностей нагрева котла, но и пароперегревателей, проточной части турбины и регенеративных подогревателей и всего конденсатно-питательного тракта в целом при стационарной работе оборудования;

- снизить загрязненность поверхностей нагрева за счет перевода неорганических примесей в тонкодисперсный шлам, который выводится из котла с продувкой;

- осуществлять консервацию всего тепломеханического оборудования в процессе работы без использования дополнительных реагентов;

- упростить операции по пуску и останову оборудования;

- использовать только один реагент для коррекции ВХР вместо двух;

1. ПОВЕДЕНИЕ ПРИМЕСЕЙ В ПАРОВОДЯНОМ ТРАКТЕ ТЭС И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

Заключение диссертации по теме «Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты», Батсух Оюунсувд

Выводы

1. В результате обследования ВХР Улан-Баторской ТЭЦ-3 установлено, что качество добавочной воды по ряду показателей не соответствует нормируемым значениям.

2. Экспериментальным и расчетным путем показано, что причиной повышенных значений рН добавочной воды является наличие в ней карбонат ионов.

3. Определен количественный и качественный состав отложений и распределение их по проточной части турбин ПТ-25-90/10М показавший, что основное количество отложений состоит из ЫагСОз.

4. Установлено, что степень осаждения кремниевой кислоты в проточной части турбин ПТ-25-90/10М составляет 0,5-0,6% от общего количества Si02, поступающего с паром.

5. Для улучшения качества добавочной, питательной воды и пара предложено заменить загрузку анионитных фильтров первой ступени -вместо сильноосновного анионита АВ-17-8 использовать слабоосновной анионит, что позволит повысить эффективность работы анионитных фильтров второй ступени.

6. Для восстановления обменной емкости сильноосновного анионита АВ-17-8 и удаления из него органических примесей предложено проводить регенерацию фильтров с использованием растворов NaCl и NaOH. Проведенные технико-экономические расчеты показывают, что фильтроцикл увеличится со 188 до 264 часов, расход реагента уменьшатся на 33%.

7. Разработана новая режимная карта работы ВПУ для схемы, при которой анионитные фильтры первой ступени загружены слабоосновным анионитом.

8. Предложено заменить используемый на ТЭС водно-химический режим на режим с дозированием хеламина в питательную воду. Перспективность перехода к хеламинному водно-химическому режиму подтверждена технико-экономическим расчетом, показывающим, что экономия составит 1.185 тыс. руб. в год.

9. Разработана программа тренажера для обучения и тренировок персонала химцеха применительно к технологической схеме ВПУ на Улан-Баторской ТЭЦ-3, что позволить повысить квалификацию обслуживающего персонала.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Батсух Оюунсувд, 2005 год

1. Silbert M.D., Zepine Z., Gilben R. Organic matters in recirculating water systems of CANDU PNH reactor. Report to IREQ, 1991.

2. Hochmueller R. Organic Leakage and Solution // International Water Conference. 1982. P.71-78.

3. Zepine Z., Gilbert R., Quallet Z. Thermal Stability of Trihalometanes in steam Condensate Cycles of Cander// PHWR Nuclear Power Plants J. Canadian of Chemical Engineering. 1992. P. 25-29.

4. McCloskey T.H, Dooley R.B., McNaughton W.P. Turbine steam Path Damage: Theory and practice. Volume 1. EPRI, USA. 1999.

5. McCloskey Т.Н., Dooley R.B., McNaughton W.P., Volume 2. Damage Mechanism EPRI . USA. 1999.

6. Povarov O.A., Petrova T.I. et al. Turbine steam, Chemistry and Corrosion. Experimental turbine tests. EPRI TR-108185, 1997.

7. Стырикович M.A., Мартынова О.И., Миропольский 3.JL Процессы генерации пара на электростанциях. // Учебник для энергетических специальностей вузов. М.: Энергия. 1969. с.312.

8. Рогацкин Б.С. Поведение продуктов коррозии конструкционных материалов в пароводяном тракте энергоблоков сверхкритических параметров. Автореф. дис. канд. техн. наук. Тула, 1973.-С. 18-19.

9. Petrova T.I., Martynova O.I. Behavior of copper Corrosion products in the two- phase region. Int.Conf. on Interaction on of non-iron based materials with water and steam. June 11-13, 1996, Italy. P.37-49.

10. Петрова Т.И., Кашинский В.И., Зонов А.А., Гришин Е.П. Удаление отложений из проточной части турбин Сахалинской ТЭЦ. //Новое в Российской энергетике. 2000. №5. С. 1-6.

11. Petrova T.I., Kashinsky V.I., Zonov A.A., Grishin Е.Р. Power plant chemistry. -2000. T.2.№10.P.

12. Мартынова О. И., Рогацкин Б.С. Отложение солей и продуктов коррозии в проточной части турбин сверхкритических параметров// Теплоэнергетика. -1970.№ 5. -С.50 54.

13. Правила технической эксплуатации электростанций и сетей российской федерации М. ОРГРЭС.2003.

14. Cohen P., Pocock F. The ASME handbook on mater technology for thermal Power systems, E ASME, New York. USA. 1989.

15. Стырикович M.A., Мартынова О.И., Куртова И.С.Поведение примесей питательной воды в тракте блоков сверхкритических параметров // Теплоэнергетика. 1966. № 7.

16. Зенкевич Ю.В. О процессах образования солевых отложений в турбинах //Теплоэнергетика. 1960. №4. -С.62 -68.

17. М.С. Шкроб, Ф.Г. Прохоров. Водоподготовка и водный режим паротурбинных электростанции. М.: Энергоатомиздат. -С.97-101.

18. Turbine Steam Chemistry and Corrosion. Final Report. Electric Power Research Institute, Palo Alto, CA: August 1994. Report TR-103738.

19. Kostuk A.G., Povarov O.A., Lebedeva A.I., and Bogomolov B.V. Valuation of Service Life of Disks for IP Cogeneration Turbines. //Teploenergetika. No. 4, pp. 2-7 (1988).

20. Komarov N.F., Yurkov E.V. Corrosion Damage to the Blading and Disks of Steam Turbines.// Teploenergetika. No. 2. pp. 10-14 (1991).

21. Gould G. C., Potter R.W., Pocock F.J. Activities of the international association for the Properties of Steam concerning chemical transport in steam. Proc. Amer. Power conf. Vol.40. Chicago, III, 1978. P.935-942.

22. Effertz P.H., Forchhammer P., Hickling J. Spannungsrib-korrosionschaden an Bauteilen in Kraftwerken- Mechanismen und Beispiele.-VGB Kraftwerkstechnik. -1982. vol.62. №5. P.390-408.

23. Мартынова О.И. Влияние водно-химических режимов энергоблоков ТЭС и АЭС на надежность работы паровых турбин

24. Энергохозяйство за рубежом. 1979. №1. -С. 1 - 6.104

25. Jonas О. Steam chemistry and corrosion in the phase transition zone of steam turbines. EPRI report TR-108184-VI, 1999.

26. Lindsay W.T. Physical Chemistry in Steam Turbines. // Westinghouse Steam-Turbine Generator Technology Symposium. Charlotte. USA, Oct 1978.

27. Povarov O.A., Styrikovich M.A. Behavior of Impurities in Turbine Flowpath. In book; Heat-and-Mass Transfer and Hydrodynamics in Two-Phase Flows at Nuclear Power Plants. Nauka, Moscow. USSR. 1982, pp. 300-308.

28. Martynova O.I., Povarov O.A., Rossikhin L.Ya., and. Polevoi E.N. Formation of Corrosive Solutions in K-300-240 LP Turbine Flowpath. Teploenergetika. -No. 1. pp. 45-48 (1988).

29. G.V.Vasilenko, G.P. Sutotsky, and L.Kh. Kontorovich, "Early Condensate Purity Influences on Turbine Operational Reliability," Teploenergetika. No. 4 pp 54-56 (1984).

30. Jonas O. Turbine Steam Purity. //Combustion . December 1978. vol. 50. №6, P.ll-28.

31. Поваров О.А., Семенов B.H., Богомолов Б.В. Влияние агрессивных сред на надежность паровых турбин. // Теплоэнергетика. -1986.№ 10.-С. 33-38.

32. Мартынова О.И., Поваров О.А., Петрова Т.П. , Семенов В.Н., Троицкий А.Н., Петров А.Ю., Дули Р.Б. Образование коррозионно-активных сред в зоне фазового перехода в паровых турбинах

33. Теплоэнергетика. 1998. -№ 7. С. 37-42.

34. Петров А.Ю. Влияние водно-химических режимов на загрязнение первичного конденсата коррозионно-активными примесями в зоне фазового перехода паровых турбин: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., МЭИ, 1997. -20с.

35. Петрова Т.И. Теоретический анализ и разработка рекомендаций для оптимизации водно-химических режимов тепловых электростанций: Автореф. докт. техн. наук, Москва. МЭИ. 2001.

36. Svoboda R., Pflug H., Warneke T. Chemie des Phasenuberganges in Dampfturbinen. // Final report for VGB-project Nr. 182, VGB Power Tech, Essen/D, 2002.

37. Svoboda R, Sandmann H., Romanel S., Bodmer H.M. Investigations on the Early Condensate in Steam Turbines.//12th International Conference on the Properties of Water and Steam, September. 1994. Orlando . USA.

38. Svoboda R., Sandmann H., Romanelli S., Bodmer M. Early condensate in steam turbines. // International EPRI / VGB Conference on Interaction of Iron Based Materials with Water and Steam, 1992. Heidelberg. Germany.

39. Cycle Chemistry Guidelines for Fossil plants: Phosphate Treatment for Drum Units. EPRI TR-103665 EPRI, Palo Alto, Ca, USA. 1994.

40. Sodium Hydroxide for Conditioning the Boiler Water of Drum- Type Boilers. EPRI TR-104007. EPRI, Palo Alto, Ca, USA. 1995.

41. Маргулова T.X., Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций: Учеб. для вузов по спец. "Технология воды и топлива на тепловых и атомных электростанций 2-е изд., испр.и доп.-М.: Высш. шк., 1987. - с. 319 .

42. Субботина Н.П. Водный режим и химический контроль на тепловых электростанциях. Учебник для техникумов. М., Энергия. -1974.с 328.

43. Маргулова Т.Х. Применение комплексонов в теплоэнергетике. М., Энергия, 1973. -с. 264.

44. Опыт применения трилона Б для коррекции вводно-химического режима парогенераторов высокого давления, работающих на мазуте

45. Вайнман А.Б., Гофман И.Н., Калинина А.Г., Филимонов О.В. // Теплоэнергетика. 1976. №2. - С. 62-64.

46. Вайнман А.Б., Маргулова Т.Х. Способы защиты барабанных парогенераторов сверхвысоких давлений от накипеобразования и коррозии. Авт. Свид. № 876789//БИ. 1981. №40.

47. Обоснование и результаты внедрения комплексонно-щелочного водного режима / Маргулова Т.Х. , Москвин JI.H. , Ефимов А.А. и др. // Теплоэнергетика. -1983. № 8. С. 39-44.

48. Price Т. AVT to ОТ Conversion of a Drum Type Boiler Unit at Thomas Hill Energy Center // Proc. International Conference on Fossil Plant Cycle Chemistry. 1997. Electric Power Research Institute, Palo Alto, A. EPRI TR-108459. P. 1-13 -1-29.

49. Modem Power Station Practice // Chemistry & Metallurgy. Vol. E. 1992. British Energy International Ltd., Third Edition.

50. Oxygenated Treatment Experience/ Mclnnes et al. // Tarong & Austa Energy Corporation. 1998.

51. Aspden D., Piatt D., Conlin J.B. Periodic Oxygen Treatment for Drum Boilers // Proc. VGB-Konferenz . Chemie im Kraftwerk 1996. 1996. V3.

52. Selection and Optimization of Boiler and Feedwater Treatments for Fossil Plants // Electric Power Research Institute, Palo Alto, CA. EPRI TR-105040. 1996.

53. Zahner Т., Seghezzi H.D., Cappis M.C. Water Treatment Helamin. FiltroSA // CH-1211 Geneve the SQS-sertificate ISO 9002.

54. Опытно-промышленные испытания по коррекционной обработке хеламином пароводяного тракта барабанного котла (10 МПа) / Богачев А.Ф., Маврицкая Р.К., Кыштымов В.Я. и др. // Теплоэнергетика. 2002. №8. - С. 30-35.

55. Захаренко О.Н., Колпащиков B.JI. Исследование процессов коррекционной обработки воды в пароводяных трактах и контурах охлаждения ТЭЦ хеламином и кубленом //4-й Минский международный форум по тепломассообмену. 2000. Т. 10. С. 455-463.

56. Фурунжиева А. В. Изучение влияния органических соединений на коррозию углеродистой стали и латуни в тракте ТЭС барабанными котлами. Автореф. дис. канд. техн. наук. М., МЭИ. 2004. -20с.

57. Savelkoul J., Van Lier R. Operational Experience with Organics in Industrial Steam Generation. // Int. Conference Interaction of Organics and Organics Cycle Treatment Chemicals with Water, Steam and Materials. 4-6 October. 2005. Studgart, Germany.

58. К. Thakur. Replacement of hazardous chemicals in UAE and kingdom of Bahrein. Int. Conference Interaction of Organics and Organics Cycle Treatment Chemicals with Water, Steam and Materials. 4-6 October 2005, Studgart, Germany.

59. Conditioning of Water-Steam Cycles with a Mixture of Polyamines and Polyacrylates / R. Roofthooft, M. Eyckmans, K. Verheyden, D. Pourcq // International Journal for Electricity and Heat Generation, VGB PowerTech, 81. Volume. Issue 3. 2001. P. 83 86.

60. Roofthooft R. Improvement of the waterside oxide-layers using "filming" polyamines/polyacrylates// Wasserkonditionierung. Filtro SACH-1211 Geneve the SQS-sertificate ISO 9002.

61. Kelm W., L.Bursik 12 Years of Experience with Amins in PCK Refinery Schwedt. Int. Conference Interaction of Organics and Organics Cycle Treatment Chemicals with Water, Steam and Materials. 4-6 October. 2005, Studgart, Germany.

62. Kazumo Marugame. Development of Amine Carboxylate Based Agent for Boiler Water Treatment. Int. Conference Interaction of Organics and Organics Cycle Treatment Chemicals with Water, Steam and Materials. 4-6 October 2005, Studgart, Germany.

63. Water Quality for Steam Generators with Water Tubes, 1990. Belgian Institute for Standardisation (IBN), Brussels, Belgium, NBN I 01-003:1990.

64. Wolfgang S. Amine proves effective alternative to hydrazine// Modern Power Systems, February, 2001

65. Wolfgang S. Use of Organic Conditioning Chemical in Co-Generation Units with Once-Through Steam Boilers // Power Plant Chemistry, Seminar "Feed water and Boiler Water Treatment in Industrial, Co-Generation ,and

66. Refuselncineration Plants and Units with Heat Recovery Steam Generators. Mannheim, November 14-15, 2000. P. 4.

67. Verhcyden K., Ertryckx R. Wiseacre M. Belgian experiences vile film forming amines// Seventh International Conference on Cycle Chemistry in Fossil Plants.

68. Лапшин М.И. Методические указания // Объемно- аналитические методы определение щелочности воды ацедиметрическим методам МЭИ.

69. Shields K.J., Dooley R.B., Мс Closkey Т.Н., Syrett B.C., Tsou J. Copper transport in Fossieplant units Proc. // Fifth Jnt.Cont. on fossie plant Cycle chemistry , June 10-12, 1997. Charlotte, USA. 8.1-8.24.

70. Стырикович М.А.Внутрикотловые процессы: M., Госэнергоиздат.1954.

71. М.И. Лужнов, Г.Т. Школьник, М.А.Лужнова, Ю.П. Буланов. Исследование заноса солями проточной части турбин 300 МВт. // Электрические станции. 1969, №4.

72. Strauss J. D. Control of turbine-steam chemistry. // Power, 1981, vol. 125.- № 3, P. 33-42.

73. Jonas O. Characterization of steam turbine Environment and selection of test Environments. EPRI. Int. blade. Workshop. Boston USA. 1982. P. 3-35-74.

74. Ступенчато-противоточное анионирование воды на промышленной обессоливающей A.M. Прохорова. // Теплоэнергетика. -1964. №12. С. 70-74.

75. Пути уменьшения расхода реагентов при эксплуатации обессоливающих установок Прохоров Ф.Г.// Теплоэнергетика.-1964. №10.-С. 2-7.

76. Копылов А.С., Лавыгин В.М., Очков В.Ф. Водоподготовка в энергетике: Учебное пособие для ВУЗов. М.: Издательство МЭИ, 2003. -310 е.: ил.

77. Иониты. /Архангельский JT.K., Белинская Ф.И., Волжинский А.И., и др. Ленинград: Химия. 1982.С. 281-284.

78. Прохоров Ф.Г., Янковский К.А., Прохорова A.M. Внутрикотловые физико-химические процессы и водный режим котлов высокого давления: Сб. статьей. Госэнергоиздат. 1957, с.554.

79. Фейзиев Г.К. Высоко-эффективные методы умягчения, опреснения и обессоливания воды. Учебное пособие для ВУЗов М.: Энергоатоииздат. 1988.

80. Н.А.Мещерский. Эксплуатация водоподготовительных установок электростанций высокого давления. М.: Энергоатомиздат.1984. С.141-142

81. Очков В.Ф., Рахеева М.А., Певнева Н.Ю. Ситуационные тренажеры по ликвидации нарушений водно-химичесого режима электростанции. Тез. докл. Научно-техн. совещ. 2003.

82. Проблемы и перспективы развития химического и радиохимического контроля в атомной энергетике. Сосновый Бор. 2001.

83. Тренажерная подготовка кадров как системообразующий фактор в сфере обеспечения безопасной эксплуатации оборудования электроэнергетики России. /Загретдинов И.Ш., Магид С.И. и др. //Энергосбережение и водоподготовка . 2004. №2. - С. 4-10.

84. Иониты. // Каталог. Научно-исследовательский институт пластических масс (НПО «Пластмассы»). Отделение Научно-исследовательского института технико-экономических исследований.г. Черкассы. 1998.

85. Характеристики анионитных фильтров Улан-Баторской ТЭЦ-3

86. Анионитные фильтры первой ступени Анионитные фильтры второй ступени1. Диаметр, мм 3000 3000

87. Рабочее давление, МПа 0,6 0,6

88. Площадь фильтрования, м2 7,1 7,1

89. Материал загрузки АВ-17-8 Амберлит JRA-94P АВ-17-8

90. Высота загрузки, м 1,2 0,8

91. СВОЙСТВА СЛАБООСНОВНОГО АНИОНИТА "Амберлит JRA-94P"86.

92. Внешний вид Сферическое зерно

93. Полимерная основа Стиролдивинилбензол

94. Структура матрицы макропористая4. Ионогенная группа амин

95. Товарная форма Свободное основание6. Размер зерен, мм 0,3-0,84

96. Эффективный размер зерен, мм 0,3-0,478. Влажность, % 55-60

97. Плотность набухшем состоянии кажущаяся, г/см3 истинная, г/см3 0,610-0,670 1,05

98. Полная обменная емкость (статическая), не менее, мг-экв/г мг-экв/см3 4,2 1,25

99. Максимальная рабочая температура, °С 10012. Рабочий диапазон рН 0-713. Насыпная масса, г/дм3 640

100. Основное применение В 1-й ступени водоподготовки, особенно при высоком содержании органических веществ1. Текстовая часть тренажера

101. Вопрос №1: Вы открываете задвижки 8М медленно и настолько, чтобы-урасход воздуха составлял 300 м /ч и давление его в фильтре не превышало 4-5 кгс/см ?1. да2. нет

102. Вопрос №2: Сколько минут продолжается взрыхление камеры МФ сжатым воздухом?1.52. 103. 15б) закрыть ЗМ12.12. С использованием рис. проведите взрыхление нижней камеры МФ №1 сжатым воздухом.а) открыть 4М

103. Вопрос №1: Режим, аналогичный взрыхлению воздухом верхней камеры фильтра, выдержан?1. да 2) нет

104. Вопрос №1: До какой величины (кгс/см ) необходимо повысить давление в фильтре при его опрессовке? 1)6,02. 9,0 3) 12,0

105. Вопрос №2: Вы проверили герметичность всех соединения (люки, арматура, прибора) на фильтре при его опрессовке в течение 10 мин и убедились в отсутствии течей?1. да2. нетв) закрыть 1М

106. Вопрос: С каким расходом (м /ч) ведется взрыхление катионита в фильтрах HI и Н2?1. 30-402. 60 703. 90-100е) из Воз Н2 появилась капля, закрыть Воз Н2ж) нажать на колбу п/о вх Н2: "Выноса нет"

107. Вопрос: Вы должны изменить расход взрыхляющей воды для фильтра HI?1. да 2) нетб) из Воз HI появилась капля, закрыть Возв) нажать на колбу п/о вх HI: "Выноса нет"

108. Вопрос №1: Вы проверили по уровнемеру объем кислоты в БМК №1. Он достаточен для регенерации?1. да2. нет

109. Вопрос: С какой концентрацией (%) регенерационный раствор кислоты должен подаваться на Н-фильтры?1. 1,02.3,03.7,0г) нажать на колбу п/о вх Н2: "Ch2s04 = 1%"д) закрыть п/о вх Н2

110. Вопрос №2: С каким расходом ведется отмывка НФ по линии регенерации? 1)30-45 * 2) 45 603.65-70

111. Вопрос №3: Сколько минут обычно проводится отмывка пары НФ на бакнейтрализатор?1. 10-302.40 603. 60-90а) нажать на колбу п/о вых HI: "Жотм = Жосв"б) открыть 2ДН, закрыть ЗДН, ОКЗ

112. Вопрос: С каким расходом (м3/ч) ведется взрыхление ионита в корпусах-фильтрах?1.40-602. 70-753. 80-85е) из Воз А2 появилась капля, закрыть Воз А2ж) нажать на колбу п/о вх А2: "Выноса нет"

113. Вопрос: Параметры взрыхления фильтра АФ1 №1 отличаются от аналогичных для АФ2 №1? 1) да2. нетб) из Воз А1 появилась капля, закрыть Воз А1в) нажать на колбу п/о вх А1: "Выноса нет"

114. Вопрос №1: Вы проверили по уровнемеру объем крепкой щелочи в БМЩ №1 и оценили его достаточность для регенерации пары АФ?1.да2. нет

115. Вопрос: Какая процентная концентрация раствора щелочи должна подаваться для регенерации на АФ?1. 0,5 12. 1,5-23.2-3в) нажать на колбу п/о вх А2: "CNa0n = 3%"г) закрыть п/о вх А2

116. Вопрос №1: Требуемый расход крепкой щелочи из БМЩ пропущен? © 1) да2. нет

117. Вопрос №1: С каким расходом (м /ч) ведется начальная отмывка по линии регенерации?1.30-352. 40-553. 65 70

118. Вопрос №2: Сколько минут обычно проводится отмывка анионита на бак-нейтрализатор? 1) 10-202.20 303.30-60

119. Вопрос №1: В течение скольких минут должно осуществляться перемешивание растворов в БН? 1) 102. 403.604. 120

120. Вопрос №2: Вы измерили рН раствора в БН и его значение укладывается в предел 6,5 8,5?1. да2. нет16.6. С использованием рис. откачайте нейтрализованный раствор из БН-1 насосом НРБН-1, который продолжает находится в работе.а) открыть БН5, закрыть БН-3

121. V © 1) пропуск через фильтр 2-ой порции раствора NaCl1.© 2) взрыхление анионита в рабочем фильтре по обычной технологии

122. VI © 3) отмывка анионита от входа фильтра до остаточнойоконцентрации хлоридов 20 мг/дм

123. ИХ © 4) отмывка анионита по штатной технологии

124. VII © 8) регенерация анионита едким натром с превышением нормы по1. NaOH в 1,5 2,0 раза

125. ИХ © 3) если при опробовании насоса выявлены дефекты, проводится подготовка рабочего места к работе, как при первичном допуске

126. VI © 4) включение в работу оборудования после ремонта (опробования)производится после прикрытия наряда и установки постоянных заграждений

127. VII © 7) если опробование не выявило дефектов, наряд закрывается, всоответствующих графах ставят подписи руководитель, производитель работ и допускающий