Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР

РЕФЕРАТ

Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР

Объектом строительства является Минская ТЭЦ

Целью проекта является изучение всех аспектов строительства станции: экономическое обоснование реконструкции электростанции, выбор основного и вспомогательного оборудования тепловой и электрической частей станции, вопросы охраны труда и охраны окружающей среды, выбор топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, выбор и обоснование водно-химического режима.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: применение на станции энергосберегающей технологии комбинированного производства электрической и тепловой энергии с оборудованием, соответствующим современному уровню энергетического машиностроения.

Элементами практической значимости полученных результатов являются экономия топлива в энергосистеме на обеспечение требуемых объемов производства тепловой и электрической энергии, соответствующее значительное снижение выбросов вредных веществ в атмосферу и оздоровление экологической обстановки в регионе.

Приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемого объекта, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Обоснование строительства электростанции и выбор основного оборудования

.1 Величины тепловых нагрузок

.2 Обоснование тепловых нагрузок

.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

.4 Выбор пиковых водогрейных котлов

.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

.6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии

.7 Выбор оптимального состава оборудования

.8 Расчёт NPV

. Расчет принципиальной тепловой схемы блока

.1 Исходные данные

.2 Cоставление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы

.3 Баланс пара и воды

.4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки

.5 Тепловой расчет сетевых подогревателей

.6 Расчёт подогревателей высокого давления

.7 Тепловой расчет атмосферного деаэратора

.8 Тепловой расчет вакуумного деаэратора

.9 Тепловой расчёт деаэратора питательной вод

.10 Расчёт подогревателей низкого давления

.11 Определение расхода пара на турбину

. Укрупненный расчет теплогенерирующей установки

3.1 Исходные данные

.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута

3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа

. Выбор вспомогательного оборудования

. Топливное хозяйство

.1 Газавое хозяйство

.2 Мазутное хозяйство

. Система технического водоснабжения

. Водно-химический комплекс ТЭЦ

.1 Проект ВПУ ТЭЦ

.2 Выбор и обоснование ВХР ТЭЦ

. Электрическая часть

.1 Описание электрической схемы станции

.2 Расчёт токов короткого замыкания

.3 Выбор электрических аппаратов

.4 Описание конструкции ЗРУ-110 кВ

. Автоматизированная система управления технологическим процессом ТЭС

9.1 Функции и основные подсистемы АСУ ТП

.2 Автоматическое регулирование барабанного парогенератора

.3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок

9.4 Организация управления теплоэнергетическими установками на

ТЭЦ

9.5 Технический, экономический, экологический и социальный эффект внедрения АСУ ТП ТЭС

.5 Контроллер многоканальный микропроцессорный Ремиконт КР 3ОО/131

10. Охрана окружающей среды

10.1 Выбросы оксидов серы

.2 Выбросы оксидов азота

10.3 Выбросы оксида ванадия

.4 Выбросы оксида углерода

10.5 Расчет и выбор дымовой трубы

11. Охрана труда

.1 Производственная санитария и техника безопасности

.2 Пожарная безопасность

. Компоновка главного корпуса

. Генеральный план электростанции

. Технико-экономические показатели

. Спецвопрос.

Заключение

Список используемых источников

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран выработка электроэнергии в основном производится на электрических станциях с паротурбинными установками, работающими на органическом топливе. Рабочей средой на установках тепловых электростанций является вода.

В связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.

Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы. Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой основе его технико-экономической эффективности.

Развитие вычислительной техники позволяет применять на станциях различные автоматизированные системы, построенные на базе ЭВМ, что значительно упрощает обслуживание ТЭЦ, получение информации и управление технологическими процессами, хоть и требует повышения квалификации персонала. С помощью ЭВМ можно в значительной мере усилить контроль за текущим состоянием энергетического оборудования, и в результате чего своевременно выявлять неполадки и дефекты, что в конечном итоге ведет к уменьшению эксплуатационных затрат.

В данном дипломном проекте предлагается проект ТЭЦ для города Минска (1-я очередь), с оборудованием станции являются турбоагрегат ПТ-80/100-240 и парогенератор Е-500.

1. Обоснование строительства ТЭЦ

.1 Величины тепловых нагрузок

Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин составляет:

для ПТ-80/100-130- Qтфо=294 ГДж/час, Qтхо=777 ГДж/час;

Тепловая нагрузка для ТЭЦ в целом:

777 ГДж/час

294 ГДж/час

Задаемся часовыми коэффициентами теплофикации =0,52; =0,86. Тогда расчетный отпуск тепла:

ГДж/час;

ГДж/час;

.2 Обоснование тепловых нагрузок

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час;

для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.

 час.

тогда число жителей определяем как:

жителей.

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

ГДж/год;

горячее водоснабжение

 ГДж/год.

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

 ГДж/год.

Максимальная часовая нагрузка:

 ГДж/час ;

 ГДж/час ;

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

 ГДж/час.

.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 1´ПТ-80/100-130. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем ПТ-60-130

.4 Выбор пиковых водогрейных котлов

Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин часовой отпуск тепла от ПВК определяется:

 ГДж/час.

Номинальная производительность ПВК для котла типа КВГМ-100-150:  ГДж/час. Тогда количество ПВК:

;

т.е. принимаем к установке 1 котел.

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:

вариант I -ПТ-80/100-130;

вариант II -ПТ-60-130.

Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 1)

Тип	Затраты на 1 оборудования(млн. $)
оборудования	головной	последующий
ПТ-80/100-130+500 т/ч	81,94	63,75
КВГМ-100	-	2,89

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ=К₁^{ПТ-80/100+500 т/ч} +К^ПВК=81,94+2,89=84,83 млн. $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

 млн.$/МВт.

Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице.

Таблица 1.2

Состав основного оборудования (вариант 2)

Тип турбоагрегата	Количество	QТФО, ГДж/ч
ПТ-60-130	1	210

Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:_ТФО^Т-60=210 ГДж/ч [6],

Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

_ТФ=åQ_ТФО/a_ТФ=210/0,52= 403,8 ГДж/ч.

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем h_тс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

- для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час,

для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.

2920 час,

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

ГДж/год;

горячее водоснабжение

 ГДж/год.

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

 ГДж/год.

Максимальная часовая нагрузка:

 ГДж/час ;

 ГДж/час ;

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

 ГДж/час.

Годовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

 ГДж/год.

Часовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

 ГДж/ч.

Необходимый отпуск теплоты от ПВК:

пвк=Qтф-Qтфо = 535,3-278,4 = 256,9 ГДж/ч.=Q^ПВК/419= 256,9/419 » 0,6 шт.

Ставим 1 ПВК КВГМ-100, капиталовложения показаны в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 2)

Тип оборудования	Затраты на 1 оборудования (млн.$ )
	головной	последующий
1	2	3
ПТ-60-130	34	25,5
БКЗ-420	36,04	30,6
КВГМ-100		2,89

Общие капиталовложения в ТЭЦ:

К_ТЭЦ=К₁^ПТ-60+ К₁^БКЗ-420+ К^ПВК=34+36,04+2,89=72,93 млн. $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

 млн.$/МВт

Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Вариант I

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов.

тгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо,

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

где a - расходы теплоты на холостой ход, МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;тхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;тфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении)

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT =

= 0,3(185 × 5000) + 0,54(70 × 3000) - 11,6× 6300=463980 МВт × ч.

Q_т=16,8 × 5000+1,98 × 100 × 4000 - 0,97 × 463980+185 × 5000+70 × 3000=

,97 × 10⁶ МВт×ч

Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате:

_КА=0,034/(h_KA×h_ТП)=0,034/(0,944×0,99)=0,0364 т у. т./ГДж.

Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%:

^å=Q^å_T × 1,02= 1600000 ×1,02= 1632000 ГДж/год.

Годовой расход топлива на энергетические котлы:

В_КА=b_КА× Q_å=0,0364×1632000= 59405 т у. т./год,

Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:

_ПВК=0,034/(h_ПВК×h_ТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.

Годовой расход топлива на ПВК:

В_ПВК=Q^г_ТФ×(1-a^г_ТФ)×b_ПВК=×(1-0,89)×0,040= 7264,3 т у.т./год.

Суммарный расход топлива на ТЭЦ:

В_ТЭЦ= В_КА +В_ПВК=59405 + 7264,3 = 66670т у.т./год.

Вариант II

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов.

тгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо,

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,

где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;тхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;тфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении)

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT =

= 0,3(85 × 5000) + 0,54(52 × 3000) - 11,6× 5000=153740 МВт × ч.

Q_т=16,8×5000+1,98×60×4000-0,97 × 153740+85 × 5000+52 × 3000=0,99×10⁶

Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате:

_КА=0,034/(h_KA×h_ТП)=0,034/(0,92×0,99)=0,037 т у. т./ГДж.

Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%:

^å=Q^å_T×1,02= 990000 ×1,02= 1009800 ГДж/год.

Годовой расход топлива на энергетические котлы:

В_КА=b_КА×Q_å=0,037×1009800= 37363 т у. т./год,

Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:

_ПВК=0,034/(h_ПВК×h_ТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.

Годовой расход топлива на ПВК:

В_ПВК=Q^г_ТФ×(1-a^г_ТФ)×b_ПВК=×(1-0,89)×0,04=5195 т у.т./год.

Суммарный расход топлива на ТЭЦ:

В_ТЭЦ= В_КА +В_ПВК= 37363 + 5195 = 42558 т у.т./год

Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

Вариант I

Постоянные издержки:

И_пост=1,3×(1,2×К_ТЭЦ×Р_а/100+k_шт×N_ТЭЦ×з_сг),

где Р_а =3,6 % - норма амортизации (табл.6 [6]),

з_сг=6500 $/год - среднегодовая заработная плата,_шт=0,6 чел./МВт - штатный коэффициент (табл.8 [6]),

И_пост=1,3×(1,2×84,4×10⁶×3,6/100+0,6×80×6500) = 5145504 $/год.

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦ×Ц_{т у.т.}=66670×185 = 12333950 $/год,

где Ц_{т у.т.}=185 $/т у.т. - цена 1 тонны условного топлива.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:тс=30 км; lлэп=30 км.

Удельные капиталовложения:тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Итс=0,075.120.106=9.106 $/год;

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

З_ТЭЦ=Е_н×К_ТЭЦ+И_пост+И_пер+Е_н×(К_ТС+К_ЛЭП)+И_ТС+И_ЛЭП ,

где Е_н=0,12 - нормативный коэффициент.

З_ТЭЦ=0,12×84,83×10⁶+5,1×10⁶ +12,3×10⁶+0,12×(120+16,8) 10⁶ + 9×10⁶ +

,57×10⁶ = 53,57 млн.$/год

Вариант II

Постоянные издержки:

И_пост=1,3×(1,2×К_ТЭЦ×Р_а/100+k_шт×N_ТЭЦ×з_сг),

где Р_а =3,6% - норма амортизации (табл.6 [6]),

з_сг=6500 $/год - среднегодовая заработная плата,_шт=0,6 чел./МВт - штатный коэффициент (табл.8 [6]),

И_пост=1,3×(1,2×72,93×10⁶×3,6/100+0,6×60×6500) = 4399949 $/год.

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦ×Ц_{т у.т.}= 42558×185 = 7873230 $/год,

где Ц_{т у.т.}=185 $/т у.т. - цена 1 тонны условного топлива.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:тс=30 км; lлэп=30 км.

Удельные капиталовложения:

тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Итс=0,075.120.106=9.106 $/год;

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

З_ТЭЦ=Е_н×К_ТЭЦ+И_пост+И_пер+Е_н×(К_ТС+К_ЛЭП)+И_ТС+И_ЛЭП ,

где Е_н=0,12 - нормативный коэффициент.

З_ТЭЦ=0,12×73,44×10⁶+4,4×10⁶ + 15,6 × 10⁶ + 0,12 × (120 + 16,8) × 10⁶ + 9* ×

⁶ +0,57×10⁶=54,8 млн.$/год

.6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии

Расчёт капиталовложений и годового расхода топлива на КЭС

Выбираем блоки К-80-70+380 т/ч в количестве одной штуки на газомазутном топливе.

Капиталовложения в блоки

головной - K₁ ^К-80=114 млн.$,

последующие - K₂^К-80= 61 млн.$ .

Общая мощность блоков КЭС: N_КЭС=80 МВт.

Для данной мощности КЭС:

Р_а =4,8 % - норма амортизации (табл.7 [6]),

з_сг=6500 $/год - заработная плата, среднегодовая,_шт=0,7 чел./МВт - штатный коэффициент (табл.9 [6]),

расход электроэнергии на собственные нужды ΔЭсн=3% (табл.10 [6]).

Полные капиталовложения в КЭС:*кэс=K₁ ^К-80=114.106 $,

Постоянные издержки КЭС:

И*^КЭС _пост==1,3(1,2×114×10⁶×

+0,7×80×6,5×10³) = 9,1 млн.$/год,

Число часов использования мощности КЭС h_КЭС=5000 ч/год.

Количество электроэнергии, вырабатываемой за год:

Э_К=N_КЭС×h_КЭС=80×5000=400000 МВт×ч/год,

Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс= Э_К ×(1-ΔЭсн/100)=400000×(1-3/100)=0,39×106 МВт×ч/год,

Годовой расход теплоты на блок:

Qт=a×h+r×Ээк+r'×(Э-Ээк),

где Э-Ээк=m×Э_К×(Nном-Nэк)/Nном,

где m=0,95 (принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;эк=60 МВт - экономическая мощность турбины;ном=80 МВт - номинальная мощность турбины;=2,17 - относительный прирост при N_ЭК ;'=2,21 - относительный прирост при N>N_ЭК ;=47,3 - расход теплоты на холостой ход.

Э-Ээк=0,95×400000.(80-60)/80=95000 МВт×ч/год,

Ээк=N_ЭК×h_КЭС=80.5000=400000 МВт×ч/год,

т=47,3×5000+2,17×0,4.106+2,21.95000=1230000 МВт×ч/год = 5166000

ГДж/год.

Принимаем число пусков блока в году n=1. Пусковой расход топлива:

В_п= 155 т у.т./пуск.

Годовой расход топлива на блок:

В_бл=Q_T×b_КА+В_п×n=5166000×0,037+155×1= 134700 т у.т./год.

Годовой расход топлива на КЭС:

В_КЭС= 134700 т у.т./год.

Удельный расход топлива на электроэнергию:

_ээ=В_КЭС/Э_КЭС = 134700/390000=0,325 т у.т./(МВт×ч) =0,325 кг

у.т./(кВт×ч).

Переменные годовые издержки КЭС:

И*^КЭС_пер=B _КЭС×Ц_{т у.т.}= 134700×185= 24,92×10⁶ $/год.

Доля капиталовложений в КЭС, учитываемая при сравнении:

К_КЭС=К*_КЭС×b×N_ТЭЦ/N_КЭС=114×1,05×80/80=120 млн.$.

где b=1,05 - коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения.

Доля условно-постоянных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:

И^КЭС_пост= И*^КЭС _пост ×a× N_ТЭЦ/N_КЭС= 9,1×1,04×80/80= 9,5млн.$/год,

где a=1,04 - коэффициент, учитывающий различие расходов электроэнергии на собственные нужды, схем энергоснабжения, потери в сетях.

Доля условно-переменных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:

И^КЭС_пер= И*^КЭС _пер ×a× N_ТЭЦ/N_КЭС=24,9×1,04×80/80= 25,9 млн.$/год

Котельная

В раздельной схеме технологические нагрузки района обеспечиваются паровыми котлами , а отопительные - водогрейными , устанавливаемыми в непосредственной близости от потребителей тепла на районных котельных. Исходя из сопоставимости вариантов , районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла , что и ТЭЦ.

Определим количество паровых котлов:

=Qчтх/Q^нчпк

где Q^нчпк = 160 т/ч × 0,689 Гкал/ч - номинальная часовая производительность парового котла.

Z=215,2 /110,24=1,95 » 2 ;

Выбираем 2 паровых котлов Е-160-24 производительностью 160т/ч (110,24) Гкал/ч

Количество водогрейных котлов:

l= Qчтф/Qчнвк ;

где Qчнвк = 180 Гкал/ч - номинальная часовая производительность водогрейного котла:

l=134,62 / 180=0,75 »1;

Выбираем 1 водогрейный котел типа КВТК-180 производительностью 180 Гкал/ч

Капиталовложения в котельную:

кот=K^Iпкi+åK^IIпкi+ K^Iвкi + åK^IIвкi

где K^Iпкi , Kⁱвкi - капиталовложения в первый паровой и водогрейный котлы;^IIпкi , K^IIвкi - капиталовложения в последующие котлы;

ⁱпк=2022 × 10³$ Kⁱвк =4061 × 10³$^IIпк=950 × 10³$ K^IIвк=1265 × 10³$

кот=2022+ 950 + 4061+0=12 × 10⁶$

Постоянные годовые издержки котельной:

Икотпост=1,3(1,1KкотPам/100+kштQчкотЗсг)

Зсг=6500$- среднегодовая з/п с начислениями

где Рам=4,7 % - норма амортизационных отчислений для котельных

k_шт=0,12 чел/Гкал/ч - штатный коэффициент котельнойчкот - суммарная теплопроизводительность котельнойчкот=2 × 110,24 + 180=400,48 Гкал/ч;

Икотпост=1,3(1,1 × 12 × 10⁶ × 4,7/100+0,12 × 400,48 ×6500)=1,21 × 10⁶ $ ;

кот=(1-0,02)[Qтх/(пкKп)+Qтф/(вкKп)]

Где пк=0,84;вк=0,88 - КПД паровых и водогрейных котлов

,02 - коэффициент , учитывающий снижение потерь в теплопроводах по сравнению с вариантом ТЭЦп - перевода , Kп=7 Гкал/т.у.ткот=(1-0,02)(1,08×10⁶ / (0,84 × 7) + 403860 /( 0,88 × 7))=245562 т.у.т

Определение общих величин раздельной схемы

Капиталовложения в раздельную схему:

К_р=К_КЭС+К_кот+К^р_ТС+К^р_ЛЭП

где К^р_ТС=0,9× К_ТС=0,9×120=108 млн.$ - капиталовложения в тепловые сети при раздельной схеме,

К^р_ЛЭП @ К_ЛЭП= 0,56×10⁶ ×30 = 16,8 млн.$.

К_р= 120 +12 +108+16,8 = 256,8 млн.$.

Соответственно издержки на тепловые сети при раздельной схеме:

И^р_ТС=0,075× К^р_ТС=0,075×108= 8,1 млн.$/год.

И_ЛЭП=0,034× К_ЛЭП=0,034×16,8= 5,71 млн.$/год.

Приведенные затраты на раздельную схему:

З_р=Е_н×К_р+И^КЭС_пост+И^кот_пост+ И^КЭС_пер+И^кот_пер+ Е_н×(К_ТС+К_ЛЭП)+И^р_ТС+И_ЛЭП=

=0,12×256,8+9,5+1,21+24,92+2,89+0,12(120+16,8)+8,1+5,71=96,72

млн.$/год

Т.к. Зтэц < Зр , то предпочтительнее строительство ТЭЦ

1.7 Выбор оптимального состава оборудования

Оптимальным, т.е. более предпочтительным для строительства, является вариант с наименьшими приведенными затратами. Разность приведенных затрат в 3..5% говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс и др.).

Следовательно, в качестве основного выбираем 1 вариант ТЭЦ с оборудованием ПТ-80/100-130, Е-500, КВГМ-100.

Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

.8 Расчёт NPV

Расчёт исходных данных для вычислений на компьютере

Вариант I

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=K_ТЭЦ=84,83 млн. $,

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05×С^б_оф= 0,05×84,83= 4,2 млн. $,

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр = Ц_ээ^н · Э_тэц + Ц_тэн Q_тэц - И_∑ + И_А

где: И_∑ = И_пост + И_пер + И_тс + И_лэп = 5,15·10⁶ + 12,3·10⁶ + 0,57·10⁶ +

+ 9·10⁶ = 27,02·10⁶ у.е., Где

И_а= K_ТЭЦ×=84,83×= 3,05млн. $/год.

Пр = 120 · 0,46·10⁶ + 30 · 0,88·10⁶ - 27,02·10⁶ +3,05·10⁶ = 39,6·10⁶ у.е.

Вариант II

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=K_ТЭЦ=72,93 млн. $,

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05×С^б_оф= 0,05×73,44 = 3,6 млн. $,

Прибыль после ввода в работу всего оборудования:

Пр = Ц_ээ^н · Э_тэц + Ц_тэн Q_тэц - И_∑ + И_А

где: И_∑ = И_пост + И_пер + И_тс + И_лэп = 4,4·10⁶ + 7,8·10⁶ + 0,57·10⁶ +

+ 9·10⁶ = 21,77·10⁶ у.е., где

И_а= K_ТЭЦ×=72,93×= 2,6 млн. $/год.

Пр = 120 · 0,15·10⁶ + 30 · 0,99·10⁶ - 21,77·10⁶ + 2,6·10⁶ = 28,73·10⁶ у.е.

Раздельная схема выработки тепловой и электроэнергии

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=К_КЭС+К_кот=132 млн.$.

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05×С^б_оф=0,05×132 = 6,6 млн. $.

Прибыль после ввода в работу оборудования

Пр_i=Ц^н_ээ×Э_КЭС + Ц^н_тэ×Q_кот --+=

=120×1,28×106 +30×-(1,21 ×10⁶ )-(2,89×10⁶)+ 6,3 ×10⁶= 169×10⁶ $/год,

где И_а= K_КЭС×+К_кот×=120+12 ×= 6,3 млн. $/год.

Расчётные формулы и результаты расчётов на компьютере

Расчётная формула NPV, $:

Согласно расчётам на компьютере получаем следующие зависимости, представленные в графическом виде:

Рисунок 1.1 - Динамика чистого дисконтированного дохода

Рисунок 1.2 - Зависимость NPV от ставки дисконтирования r

Для раздельной схемы IRR=26,54%, для варианта 2 IRR=22,32%, для варианта 1 IRR=27,52%.

Из анализа графиков видно, что наиболее предпочтителен первый вариант, т.е. ТЭЦ с составом оборудования ПТ-80/100-130.

2. ВЫБОР И РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГОБЛОКА ПТ-80/100-130

.1 Исходные данные для расчета

Принимаем тепловую схему существующей турбоустановки ПТ-80.

Турбина имеет 7 регенеративных отборов , 2 теплофикационных, промышленный отбор при давлении 13 ата. Номинальная мощность турбиныы N=80 МВт, начальные параметры Ро=12,75 МПа, tо=555 оС, давление в конденсаторе Рк=3,5кПа, учитывая номинальный режим работы турбоустановки (, одноступенчатый подогрев сетевой воды) строим процесс расширения пара в турбине.

Давление пара в отборах турбины по справочным данным.

Таблица 2.1

Давление пара в отборах турбины

Отбор	Р,	МПа
I	4,4	1
II	2,5	5
III	1,2	7
IV	0,3	9
V	0,098	1
VI	0,03	3
VII	0,00	3

Начальная точка - 0. По таблицам определяем параметры пара в этой точке:

, ,

, .

В клапанах происходит дросселирование пара до состояния 0¢. Процесс идёт при постоянной энтальпии, снижение давления Dр составляет 3-4% от начального. Параметры пара в т. 0¢:

, ,

, .

Для части высокого давления принимаем относительный внутренний КПД . Конечная точка расширения в ЧВД определяется  и изобарой р_п =1,3 МПа (давление промышленного отбора):

¦, , ,

, .

Потери давления в клапанах ЧСД составляют 10 - 15%:

, .

, , .

Для определения давления в отборах на верхний и нижний сетевые подогреватели зададимся температурами прямой и обратной сетевой воды: , , коэффициент теплофикации .

Температура после верхнего сетевого подогревателя:

Температура после нижнего сетевого подогревателя:

 

Температуры насыщения в подогревателях:

,

Данным температурам соответствуют следующие давления насыщения:

,

С учетом потерь в трубопроводах 6-7%:

,

Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять . Пересчитаем давления в отборах турбины по формуле Стодолы-Флюгеля:

Принимаем потери в регулирующих клапанах ЧСД и в перепускном трубопроводе 3%. Относительный внутренний КПД принимаем: , .

После отбора в нижний сетевой подогреватель принимаем  (при этом ПНД7 отключен), т.е. проводим горизонтальную линию к изобаре

Рассчитаем коэффициенты недовыработки отборов:

Рисунок 2.1 - Построение процесса расширения пара в турбине

.2 Cостовление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы

Таблица 2.1

Таблица состояния

№ точки	Пар			К-т	К-т	Вода			yотб.
	р, МПа	t, °С	h, кДж/кг	tн, °С	h, кДж/кг	tв2, °С	pв, МПа	h, кДж/кг
0	12,75	555	3487	-		-	-	-	-
0¢	12,24	553	3487	-		-	-	-	-
1	4,41	407	3223	-		-	-	-	0,72
П1	4,13	404	3223	252	1097	249	15,94	1081	-
2	2,55	341	3104	-		-	-	-	0,6
П2	2,39	339	3104	222	951	219	15,94	943	-
3	1,3	268	2974	-		-	-	-	0,46
П3	1,21	267	2974	188	800	185	15,94	792	-
Д	1,21	267	2974	188	667	188	0,588	667	0,24
4	0,425	159	2771	-		-	-	-	0,24
П4	0,4	158	2771	144	605	141	1,472	629	-
5	0,197		2653	-		-	-	-	0,12
П5	0,188		2653	118	496	115	1,472	484	-
6	0,17		2633	-		-	-	-	0,1
П6	0,16		2633	113	475	110	1,472	462	-
7	0,091		2547	-		-	-	-	0
П7	0,086		2547	95	400	92	1,472	386	-
К	0,0035		2547			20	1,472	194	-

.3 Баланс пара и воды

Расход пара через проточную часть турбины:

.

С учётом пара на утечки через уплотнения:

.

Расход перегретого пара из котлоагрегата:

Расход питательной воды:

Расход добавочной воды:

где

G’_пр - потеря конденсата c продувочной водой с учетом получения в расширителях непрерывной продувки пара в количестве G_p (расчет расширителей непрерывной продувки).

G_пром - расход пара в производственный отбор.

G_пром==

Принимаем потери пара на производство 30% от G_произв , т.е. с производства возвращается только 70% отпущенного пара.

.4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки

Рассчитываемая турбина работает с барабанным котлом,

Рисунок 2.2 - Схема расширителя непрерывной продувки

Составляем уравнения материального и теплового балансов:

Решаем систему подстановкой G_пр1 из первого уравнения во второе:

Величину расхода продувочной воды берём из баланса воды и пара; энтальпию продувочной воды определяем как энтальпию насыщения при давлении р₀ = 145 ата = 14,23 МПа; энтальпии  и  определяем по давлению р_р = 6,5 ата = 0,638 МПа . Зададимся также КПД расширителя: h_р = 0,98.

,

 

.

2.5 Тепловой расчет сетевых подогревателей

Из справочников находим номинальную тепловую нагрузку отопительных отборов турбины ПТ-80/100-130/13: .

Расход сетевой воды определяем по формуле:

.

Составляем тепловые балансы для каждого из подогревателей:

, ,

, .

,

.

Конденсат из сетевых подогревателей подаётся в линию основного конденсата за ПНД2 для верхнего сетевого подогревателя и за ПНД1 для нижнего, которые запитаны по пару из тех же отборов, что и сетевые подогреватели соответственно.

.6 Расчёт подогревателей высокого давления

Рисунок 2.4 - Расчётная схема подогревателей высокого давления

Расчёт расходов пара на подогреватели ведём по известной энтальпии воды за основной поверхностью . На основную поверхность идёт охлаждённый пар (после охладителей перегретого пара ОПП).

, кДж/кг,

Где -энтальпия воды после деаэратора, кДж/кг;

-энтальпия воды перед ПВД3, кДж/кг;

-величина изменения (увеличения) энтальпии из-за работы питательного насоса, кДж/кг.

, кДж/кг,

, МПа,

где-удельный объём питательной воды, 0,0011 м³/кг;

-увеличение давления воды в ПН, МПа;

-КПД питательного насоса, .

Энтальпию дренажей hдрх найдем по температуре питательной воды до подогревателя tдрх с учетом температурного напора подогревателя :

;

;

Так как деаэратор подключен по предвключенной схеме, то охладитель дренажа ПВД3 отключен. Получаем .

Составляем балансы для трёх подогревателей (энтальпию воды после основной поверхности ПВД  определяем по  с учетом температурного напора ПВД ):

-й подогреватель (ПВД7):

,

 

-й подогреватель (ПВД6):

,

.

-й подогреватель (ПВД5):

,

.

На втором этапе определяем повышение энтальпии воды в трёх охладителях перегретого пара:

На третьем этапе уточняем энтальпии воды за подогревателями:

Уточнённые тепловые балансы ПВД составляются для подогревателей в целом, включая ОПП:

ПВД1:

,

ПВД2:

ПВД3:

,

,

.

.7 Тепловой расчет атмосферного деаэратора

Рисунок 2.5- Расчётная схема атмосферного деаэратора

, , ,

, ,

Составляем уравнения материального и теплового балансов

,

;

.8 Тепловой расчет вакуумного деаэратора

Вакуумный деаэратор служит для дегазации воды, идущей на восполнение потерь в тепловых сетях. Принимаем

.

 

Рисунок 2.6- Расчётная схема вакуумного деаэратора

,

,

.

Уравнение теплового баланса будет выглядеть следующим образом:

,

Расход воды на подпитку теплосети:

,

Выпар вакуумного подогревателя направляется в охладитель выпара, где существенно уменьшается его объем. При этом несколько подогревается вода с ХВО.

 найдем из теплового баланса охладителя выпара:

.

2.9 Тепловой расчёт деаэратора питательной вод

Рисунок 2.7 - Расчётная схема обвязки деаэратора питательной воды

Составим уравнения теплового и материального балансов теплообменника

, ,

,

, , , ,

, , .

,

,

,

.

Тогда расход пара из отбора в деаэратор составит

.

.10 Расчёт подогревателей низкого давления

Рисунок 2.8 - Расчётная схема подогревателей низкого давления

Рассчитываем ПНД4. Расчёт основан на известных расходах воды из атмосферного деаэратора G_в1,2 и из верхнего сетевого подогревателя G_сп2. Составляем уравнение теплового баланса:

Рисунок 2.9 - Расчётная схема обвязки ПНД4

,

,

, , ,

, .

.

Далее производим совместное решение системы из 2-х уравнений - для подогревателей П5 и П6, т.к. между ними стоит конденсатный насос КН. В этой системе 2 неизвестных: G₅ и G₆.

Рисунок 2.10 - Расчётная схема обвязки ПНД5 и ПНД6

, ,

, , ,

, ,

, , .

Принимаем, что

.

Решаем совместно эти два уравнения, получим

Рассчитываем

Рисунок 2.11 - Расчётная схема обвязки ПНД7

, , ,

Принимаем, что давление в ПС, ОУ и ОЭ равно 1 ата.

, , ,

Составляем уравнения теплового и материального балансов

Подставив значения и преобразовав, получаем:

.

.11 Определение расхода пара на турбину

Расход пара на турбину определяется по формуле:

.

Тогда:

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

 кг/с,

кг/с,

 кг/с,

 кг/с.

Мощность, вырабатываемая в турбине:

=80 МВт - мощность, заданная по условию;

Погрешность определения мощности составляет 3,9 %.

3. УКРУПНЁННЫЙ РАСЧЁТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

.1 Исходные данные

Паропроизводительность Д₀= 500 т/ч;

давление острого пара Р₀=140 кгс/см²;

температура перегретого пара t₀=560 ⁰C;

используемое топливо: основное - газ, резервное - мазут.

Таблица 3.1

Состав газа по элементам

, кДж/м3CH4, %C2H6, %C3H8, %C4H10, %C5H12, %N2, %CO2, %, кг/м3
35504	95,6	0,7	0,4	0,2	0,2	2,8	0,1	0,712

Таблица 3.2

Состав мазута по элементам

,кДж/кгWр, %Ар, %,%СР,%HР,%NР+ОР,%
38770	3,0	0,1	2,8	83,0	10,4	0,7

.2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута

Теоретический объем воздуха:

Теоретические объёмы продуктов горения (a=1):

теоретический объём трёхатомных газов:

=,

теоретический объём азота:

,

теоретический объём водяных паров

При избытке воздуха a>1 (принимаем a=1,03):

объём водяных паров:

,

полный объём дымовых газов:

Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:

,

Суммарная объёмная доля:

Аналогично производится расчет для различных значений коэффициента избытка воздуха.

Результаты расчета объемов продуктов сгорания в поверхностях нагрева при сжигании мазута сводим в таблицу 3.3.

Таблица 3.3

Объемы продуктов сгорания в поверхностях нагрева

Наименование величины и обозначение	Размерность	Газоходы
		aт=1,03	aпп=1,15	aвэ=1,19	aвп=1,39
1	2	3	4	5	6
(a-1)×V0	м3/кг	0,304	1,518	1,9228	3,9468
Объем водяных паров VH2O	м3/кг	1,355	1,374	1,381	1,414
Полный объем газов Vг	м3/кг	11,21	12,423	12,828	14,852
Объемная доля трехатомных газов -	0,14	0,126	0,122	0,105
Объемная доля водяных паров -	0,121	0,109	0,106	0,091
Суммарная объемная доля rп	-	0,261	0,235	0,228	0,196

Энтальпия теоретических объёмов воздуха и продуктов сгорания при расчётной температуре:

I^o_в=с_в∙ t∙ Vº, кДж/кг,

I_г⁰ = (·+·+·) ·t, кДж/кг

где с_в, с_R2O, с_H2O, с_N2 - теплоемкости соответственно воздуха, трехатомных газов, водяных паров и азота, кДж/м3∙°С. Их значения приведены в табл. 2.7 [19].

Энтальпия продуктов сгорания при избытке воздуха:

_г = I_г⁰ + (a - 1) ·I_в⁰.

Результаты расчёта заносятся в таблицу 3.4.

Таблица 3.4

Энтальпии продуктов сгорания и воздуха

t,°С	Ioв,кДж/кг	Iог,кДж/кг	Iг = Ioг +(α-1) Iов, ккал/кг
			α = 1,39
300	4007,52	4634,25	6297,18
100	1315,6	1505,05	2018,1

Коэффициент полезного действия котлоагрегата определяется по обратному балансу по формуле:

.

Потери теплоты с химическим и механическим недожогом топлива  зависят от вида топлива и способа его сжигания и принимаются по табл.3.1 [19]: , .

Потеря теплоты с уходящими газами определяется по формуле:

,

где температура уходящих газов при сжигании мазута, ;

энтальпия уходящих газов, определяется по величине из таблицы 3.4, ;

энтальпия холодного воздуха при расчетной температуре  и :

.

Располагаемая теплота на 1 кг мазута, определяется по формуле:

,

где низшая теплота сгорания рабочей массы мазута, принимаем по таблице 3.2;

физическая теплота топлива, определяемая по температуре и теплоемкости топлива:

,

где теплоемкость топлива, кДж/кг;

- температура топлива.

Теплоемкость мазута:

.

Тогда .

теплота подогрева воздуха в калориферах:

 - отношение количества воздуха на входе в котлоагрегат к теоретическому необходимому:

- энтальпии теоретически необходимого количества воздуха на входе в котлоагрегат и холодного воздуха, определяется соответственно по температуре на входе в воздухоподогреватель и температуре холодного воздуха.

.

Тогда

Тогда потери тепла с уходящими газами:

,

Потери теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата принимаем по табл. 3.2 [19]: . Потери тепла с физическим теплом шлаков .

Тогда

Расход топлива определяется по формуле:

где расчетная производительность котлоагрегата;

энтальпия соответственно перегретого пара, питательной воды и кипящей воды в барабане котлоагрегата;

расход продувочной воды из испарительного контура котлоагрегата

Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах.

.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа

Теоретический объем воздуха при сжигании газообразного топлива (при a=1):

Теоретический объем продуктов сгорания:

теоретический объём азота:

- теоретический объём трёхатомных газов:

теоретический объём водяных паров:

При избытке воздуха a>1 (принимаем a=1,03):

объём водяных паров:

полный объём дымовых газов:

Объёмные доли трёхатомных газов и водяных паров соответственно:

Суммарная объёмная доля:

Результаты расчета объемов продуктов сгорания в поверхностях нагрева при сжигании газа сводим в таблицу 3.5.

Таблица 3.5

Объемы продуктов сгорания в поверхностях нагрева

Наименование величины и обозначение	Размерность	Газоходы
		aт=1,03	aпп=1,15	aгаз=1,19	aвп=1,39
(a-1)×V0	м3/м3	0,2835	1,4175	1,7955	3,6855
Объем водяных паров VH2O	м3/м3	2,145	2,163	2,168	2,199
Полный объем газов Vг	м3/м3	10,92	12,072	12,455	14,376
Объемная доля трехатомных газов -	0,092	0,083	0,08	0,069
Объемная доля водяных паров -	0,196	0,179	0,174	0,153
Суммарная объемная доля	-	0,288	0,262	0,254	0,222

Таблица 3.6

Энтальпии продуктов сгорания и воздуха

t,°С	Ioв,кДж/кг	Iог,кДж/кг	Iг = Ioг +(α-1) Iов, ккал/кг
			α = 1,39
300	3742,2	4490,8	5950,3
100	1228,5	1462,7	1941,8

Коэффициент полезного действия котлоагрегата определяется по обратному балансу по формуле:

Потери теплоты с химическим и механическим недожогом топлива  зависят от вида топлива и способа его сжигания и принимаются по [19]: ;

Потеря теплоты с уходящими газами определяется по формуле:

где температура уходящих газов при сжигании газа, ;

энтальпия уходящих газов, определяется по величине из таблицы 3.6, ;

энтальпия холодного воздуха при расчетной температуре  и :

располагаемая теплота на 1 м3 газообразного топлива определяется по формуле: .

где низшая теплота сгорания рабочей массы мазута, принимаем по таблице 3.1;

.

Тогда потери тепла с уходящими газами:

,

Потери теплоты от наружного охлаждения котлоагрегата принимаем по табл. 3.2 [19]: . Потери тепла с физическим теплом шлаков .

Тогда

Расход топлива определяется по формуле:

где расчетная производительность котлоагрегата;

энтальпия соответственно перегретого пара, питательной воды и кипящей воды в барабане котлоагрегата;

расход продувочной воды из испарительного контура котлоагрегата

Полученный расход топлива используем в дальнейших расчётах.

4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На установках докритического давления по новым нормам устанавливается по одному насосу с электроприводом, а в качестве резерва предусматривается один насос на складе на всю станцию.

Питательные насосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5 %:

G_пн=1,05 G_пв=1,05× 140,9=148 кг/с.

Выбираем один питательный насос 100 % производительности с одним резервным на складе типа ПН-500-200.

Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор (регенерация отключена) с запасом:

G_кн=1,2 G_к=1,2× 76,7=92 кг/с.

Выбираем два рабочих насоса 100 % производительности КCВ-320-160 и один резервный.

Дренажные (сливные) насосы устанавливаются без резерва. На случай выхода из строя насоса предусматривается каскадная линия сброса дренажа в конденсатор.

Насосы для питания водой вспомогательных теплообменников (испарители, пароохладители), а также насосы после атмосферных деаэраторов, насосы бакового хозяйства выбираются преимущественно централизованно на всю станцию или её очередь с одним резервным насосом.

Регенеративные подогреватели ПНД и ПВД поставляют на станцию комплектно с турбиной и устанавливаются без резерва. Обычно применяется однониточная схема ПВД.

Суммарная производительность деаэратора питательной воды выбирается по максимальному её расходу. На каждый блок следует устанавливать по одному деаэратору. Атмосферные и вакуумные деаэраторы устанавливаются на всю станцию в количестве не менее 2-х.

РОУ для резервирования отпуска пара на производство устанавливается по одной на каждую ступень отпускаемого пара. Производительность выбирается по расходу пара в отбор наиболее мощной турбины. РОУ для резервирования отопительных отборов не устанавливается.

СП на современных ТЭС со ступенчатым подогревом сетевой воды устанавливается индивидуально у каждой турбины без резервных корпусов (ремонт СП предусматривается в летний период).

Сетевые насосы выбираются в соответствии с гидравлическим расчётом и режимом работы тепловой сети. Предусматривается установка резервного СН на каждые 5 рабочих насосов.

На установках со ступенчатым подогревом сетевой воды сетевые насосы выбираются индивидуально. КН СП на нижней ступени подогрева сетевой воды выбирается с резервным насосом, на верхнем - без резервного насоса (предусматривается каскадный сброс дренажа на нижний СП).

Таблица 4.1

Вспомогательное оборудование турбоустановки

Оборудование	Типоразмер	Завод изготов.
Конденсатор	80КЦС-1	ПОТ ЛМЗ
Эжектирующий подогреватель	ЭП-3-700-1	ПОТ ЛМЗ
Сальниковый подогреватель	ПС-50-1	ПОТ ЛМЗ
Подогреватели низкого давления	ПН-130-16-10-II ПН-130-16-10-II ПН-200-16-7-I ПН-200-16-7-I	“Энергомаш” “Энергомаш” “Энергомаш” “Энергомаш”
Дренажные насосы	КС-80-155	“Энергомаш”
Деаэратор	ДП-500/100	“Сибэнергомаш”
Подогреватели высокого давления	ПВ-450-230-25 ПВ-450-230-35 ПВ-450-230-50	ПО ТКЗ ПО ТКЗ ПО ТКЗ
Подогреватели сетевой воды	ПСГ-1300-3-8 ПСГ-1300-3-8	ПОТ ЛМЗ ПОТ ЛМЗ

5. ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО

.1 Газовое хозяйство

Основным видом топлива на ТЭЦ является газ, мазут используется как резервное топливо.

Станция снабжается газом от газораспределительной станции (ГРС) через газораспределительный пункт (ГРП). Последний вместе с системой газопроводов составляют газовое хозяйство ТЭЦ [5].

Располагаем ГРП на территории станции в отдельном здании. Подвод газа от ГРС к ГРП производим по одному газопроводу, резервный подвод газа не предусматриваем.

Число параллельных установок, регулирующих давление газов, в каждом ГРП выбираем с учетом одной резервной. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до котельной выполняется наземной. Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от магистрали к котлу не резервируется и производится по одной нитке. Газовый коллектор, распределяющий газ по котельным агрегатам, прокладываем вне здания котельного отделения.

Схема газового хозяйства ТЭЦ показана на рис.5.1.

Рисунок 5.1 - Принципиальная схема газового хозяйства ТЭЦ

Производительность ГРП рассчитываем на максимальный расход газа котлом. Давления газа перед ГРП 0,6-1,1 МПа, а после ГРП требуемое его давление определяется потерями давления до самого удаленного от ГРП котла и необходимым давлением газа перед горелками (0,15-0,2 МПа) [5].

В ГРП имеются рабочие нитки газопровода, нитки малого расхода, включаемые при малом потреблении газа, и резервная нитка с ручным управлением арматурой. На рабочих нитках и нитках малого расхода устанавливаем автоматические регуляторы давления и защитные регуляторы, действующие по принципу “после себя”. Защитные регуляторы настраиваем на повышенное давление по сравнению с рабочим (при работе в расчетном диапазоне они полностью открыты).

Подвод газа от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от нее к котлу не резервируем и выполняем однониточным. На газопроводах устанавливаем только стальную арматуру.

При заполнении газом газопроводы продуваем им через сбросные свечи до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа - воздухом до вытеснения всего газа. Эти требования обусловлены тем, что при объемной концентрации природного газа в воздухе 0,05-0,15 (5-15%) образуется взрывоопасная смесь. Из сбросных свечей газ выпускаем в места, откуда он не может попасть в здания и где исключена возможность его воспламенения от какого-либо источника огня, но не менее чем на 1 м выше карниза здания. Условный диаметр свечей принимаем не мене 20 мм. Допускается объединение продувочных свечей и свечей от сбросных предохранительных клапанов одинакового давления в общую точку.

Помещение ГРП имеет естественное и электрическое освещение и естественную постоянно действующую вентиляцию, обеспечивающую не менее трехкратного воздухообмена в 1 ч; оно отапливается и имеет температуру не ниже 5 ^ОС.

5.2 Мазутное хозяйство электростанций

Основные элементы мазутного хозяйства: приемно-сливное устройство, мазутохранилище, мазутная насосная, установки для ввода жидких присадок, трубопроводы и арматура. Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции показана на рис. 5.2.

Для разогрева и слива мазута из цистерн применяем сливные эстакады с разогревом мазута паром или горячим мазутом. Разогретый мазут сливаем из цистерн в межрельсовые лотки, выполненные с уклоном не менее 1%, и по ним направляем в приемную емкость, перед которой установлены грубый фильтр-сетка и гидрозатвор. На дне лотков укладываем паровые трубы.

Рисунок 5.2 - Принципиальная схема мазутного хозяйства ТЭЦ

- цистерна; 2 - лоток приемно-сливного устройства; 3 - фильтр-сетка; 4 - приемный резервуар; 5 - перекачивающий насос; 6 - основной резервуар; 7 - насос первого подъема; 8 - основной подогреватель мазута; 9 - фильтр тонкой очистки мазута; 10 - насос второго подъема; 11 - регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12 - насос рециркуляции; 13 - фильтр очистки резервуара; 14 - подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15 - подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка

Параметры пара, используемого для подогрева: р=0,8÷1,3 МПа, t=200÷250^ОС. Пар к мазутному хозяйству подаем по двум магистралям, рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом рециркуляции.

Приемно-сливное устройство рассчитываем на прием цистерн грузоподъемностью 60 и 120 т. Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства составляет не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной емкости мазут перекачиваем насосами наружного типа в мазутохранилище.

В нашем случае мазут является резервным видом топлива, поэтому вместимость мазутохранилища рассчитываем на десятисуточный расход топлива:

,м³,

где - расход топлива за 10 суток для энергетических котлов ( т/м³ - плотность мазута).

т;

м³.

Выбираем 1 резервуар вместимостью 10000 м³.

На электростанциях сооружаем металлический наземный резервуар.

Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогреваем циркуляционным способом по отдельному, специально выделенному контуру. Возможно применение местных паровых разогревающих устройств. В контуре циркуляционного разогрева мазута предусматриваем по одному резервному насосу и подогревателю. Подача насоса циркуляционного разогрева обеспечивает подготовку мазута в резервуарах для бесперебойного снабжения котельной.

Температура мазута в приемных емкостях и резервуарах мазутохранилища выше 90°С не допускается. Это ограничение связано с тем, что при более высокой температуре вода в мазуте вскипает (при 100°С) с образованием водо-мазутной пены, происходит интенсивное отстаивание воды, увеличиваются потери от испарения легких фракций. Для мазута марки 40 оптимальная рабочая температура хранения 50-60°С, для мазута марки 100 - температура 60-70°С.

Схема мазутонасосной должна допускать возможность работы любого подогревателя и фильтра с любым насосом I и II ступеней.

В магистральных мазутопроводах котельной и в отводах к каждому котлу должна быть обеспечена циркуляция мазута. Для этого предусматривается трубопровод рециркуляции мазута из котельной в мазутохозяйство. Подача основных мазутных насосов при выделенном контуре разогрева выбирается с учетом дополнительного расхода мазута на рециркуляцию в обратной магистрали при минимально допустимых скоростях. Прокладка мазутопроводов наземная. Мазутопроводы, проложенные на открытом воздухе и в холодных помещениях, имеют паровые или другие обогревательные спутники в общей с ними изоляции. На вводах магистральных мазутопроводов внутри котельного отделения, а также на отводах к котлу устанавливается запорная арматура с дистанционным электрическим и механическим приводами, расположенными в удобных для обслуживания местах.

Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазутопроводах установлена запорная арматура на расстоянии 10-50 м от мазутонасосной. На мазутопроводах применяем только стальную арматуру.

. РАСЧЕТ И ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ ТЭЦ

Тепловые электрические станции являются крупными потребителями воды, основное количество которой поступает в конденсаторы паровых турбин для конденсации отработавшего пара. Кроме того, значительное количество воды подводится к воздухо- или газоохладителям электрогенераторов, воздухоохладителям питательных электронасосов, маслоохладителям турбин и вспомогательного оборудования, к системам охлаждения подшипников вращающихся механизмов и т.п.

Суммарный расход технической воды на ТЭС зависит от мощности станции, типа установленного основного оборудования, кратности охлаждения пара, температуры охлаждающей воды.

Расход охлаждающей воды для турбины ПТ-80/100-130 составляет 8000 м³/ч.

Охлаждение воды в градирне происходит за счет ее испарения, эта величина составляет 1.5 ¸ 2 % от расхода воды через градирню. Основные расходы воды на технические нужды станции приведены ниже.

Таблица 6.1

Основные расходы воды на технические нужды станции

№	Потребители технической воды электростанции	Расход циркводы на один блок
		%	м3/ч
1	Конденсация пара в конденсаторах турбин.	100	8000
2	Охлаждение водорода, воздуха, статора электрогенераторов и крупных электродвигателей.	3	2400
3	Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов.	1	80
4	Охлаждение масла турбоагрегата и питательных насосов.	2	160
5	Восполнение потерь и утечек пароводяного тракта электростанции и тепловых сетей.		216,24
Всего			8696,24

Проектируемая ТЭЦ располагается рядом с крупным населенным пунктом, потребляющим тепловую и электрическую энергию. Поэтому принимается наиболее рациональная в данном случае оборотная система технического водоснабжения. В качестве водоохладителя в оборотной системе будут использованы градирни. Охлаждение циркуляционной воды происходит в основном за счет ее частичного испарения и конвективного теплообмена с воздухом. Охлаждаемая вода в оросительном устройстве разбрызгивается, стекает по асбестоцементным плитам в виде пленки в бассейн, омываясь воздухом. За счет большой поверхности контакта водной пленки с воздухом пленочные градирни имеют меньшую удельную площадь при равной охлаждающей способности. Основной характеристикой градирни является плотность орошения - это отношение расхода циркулирующей воды к площади поперечного сечения оросителя:

,

где - плотность орошения , принимаем =8м³/(м²/ч).

Определив количество циркулирующей воды , и задавшись площадью орошения  можно оценить общую площадь оросителя, необходимую для охлаждения данного количества воды:

м².

Выбираем одну башенную градирню с площадью орошения 1600 м².

Потери в градирнях: на испарение

Р_исп м³/ч;

на унос Р_ун м³/ч;

на продувку Р_пр м³/ч.

Исходя из потерь, рассчитывается количество добавочной воды в системе охлаждения:

Р _доб= Р _пр+Р _ун+Р _исп= 103,4+43,5+87=234 м³/ч.

Предусматриваются мероприятия для предотвращения механического, химического и биологического загрязнений конденсаторов, водозаборных сооружений и коммуникаций.

Конденсаторные трубки загрязняются илом и песком, в результате отложения накипи, а также обрастания микроорганизмами, что требует их периодической чистки механическим, химическим или физическим методами. Для борьбы с отложениями накипи на поверхности конденсаторных трубок применяют продувку циркуляционной системы, смягчение воды известкованием, обработку воды дымовыми газами, подкисление или фосфатирование воды.

Схема технического водоснабжения с градирнями предусматривает блочную насосную станцию. Охлажденная вода после градирни самотеком по железобетонным каналам поступает на всас циркуляционных насосов. Их установка обеспечивает работу насосов под заливом. Выбираем 2 циркуляционных насоса типа ОВ5-55 (подача 5200 м³/ч, напор 11 м) [5].

7. Воднохимический комплекс ТЭЦ

.1 Проект ВПУ ТЭЦ

На проектируемой ТЭЦ установлена следующие энергетическое оборудование:

котел Е-500-130 и 1 турбина ПТ-80/100-130

В качестве источника водоснабжения для данной отопительной ТЭЦ является озеро со следующими показателями качества воды:

Таблица 7.1

Показатели качества воды

	Значение
Щелочность, мг-экв/кг	2
Сухой остаток, мг/кг	288
Жесткость общая, мг-экв/кг	3.9
Жесткость карбонатная, мг-экв/кг	2

Таблица 7.2

Пересчитаем показатели содержания ионов и окислов в мг-экв/кг.

Тип иона	Содержание в мг/кг	Эквивалент	Содержание в мг-экв/кг
Ca2+	54	20.0	2.7
Mg2+	14.4	12.0	1.2
Na2+	9.2	23	0.4
12261.02
97.648.02
235.50.06
-60-
6938.00.18

мг-экв/кг

По определяющему катиону вода кальциевая.

По определяющему аниону - гидрокарбонатная.

Обоснование метода и выбора схемы подготовки воды.

Выбор предочистки производится в зависимости от показателей качества исходной воды . Если Ж_к2мг-экв/кг , то коагуляцию проводят сернокислым алюминием Al₂(SO₄)₃ . При Ж_к2мг-экв/кг - коагуляцию Fe SO₄ совмещают с известкованием Ca(OH)_2.

В данном случае Ж_к=2мг-экв/кг=2 используем коагуляцию Al₂(SO₄)_3. Для подпитки теплосети применяются Na - катионитовые фильтры.

Полное описание технологических процессов по отдельным стадиям обработки воды.

При использовании в качестве коагулянта Al₂(SO₄)₃·18H₂O происходит его гидролиз

Al₂(SO₄)₃ + 6H₂O+ O₂ =4Al (ОН) ₃ + Н₂ SO₄

Образовавшийся гидрат окиси алюминия Al (ОН) ₃ обладает свойством укреплять взвешенные в воде частицы коллоидных примесей и осождать их. Выделившуюся Н₂ SO₂ нейтрализуют находящимися в воде бикарбонатными солями, а при их отсутствии в воду необходимо дозировать щелочь.

Са(НСО₃)₂ + Н₂ SO₄ ® Са SO₄+ 2Н₂О+ 2СО₂.

NаОН + Н₂ SO₄ ® Nа₂ SO₄ + 2Н₂О

После осветлителя вода поступает в БОВ , а затем окончательно очистка воды от примесей происходит на осветлительных фильтрах.

Nа - катионирование.

Обработка воды путем Nа - катионирования заключается в фильтровании ее через слой ионита, содержащего обменный катион Nа, который обменивается на содержащиеся в воде катионы Са и Мg.

Са(НСО₃)₂ + NаR ® СаR₂ + 2NаНСО₃

MgCl₂ + NaR ® MgR₂ + NaCl

CaSO₄ + 2NaR ® CaR₂ + Na₂SO₄

MgSiO₃ + 2NaR ® MgR₂ + Na₂SiO₃

Суммарная концентрация катионов постоянна, но массовая концентрация их возрастает. За счет этого несколько увеличено солесодержание воды.

Регенерация истощенного катионита осуществляется 8 - 10% раствором повареной соли:

CaR₂ + 2NaCl ® 2NaR + CaCl₂₂ + 2NaCl ® 2NaR + MgCl₂.

2. Водородкатионирование

При Н - катионировании воды обменными ионами служат катионы водорода. Фильтры загружены сильнокислотным катионом КУ - 2.

CaCl₂ + 2HR ® CaR₂ + 2HCl

MgSO₄ + 2HR ® MgR₂ + H₂SO₄

Ca(HCO₃)₂ + 2HR ® CaR₂ + 2H₂O + 2CO₂­(HCO₃)₂ + 2HR ® MgR₂ + 2H₂O +2CO₂­

Вода прошедшая Н - фильтр умягчена за счет удаления катионов жесткости, также как при натрийкатионировании, но в отличие от натрийкатионирования произошло изменение анионного состава за счет разложения в кислой среде бикатбонатов с выделанием СО₂.

Н - катионировании самостоятельно применения не имеет. Его используют в комбинированных схемах умягчения с Nа - катионитными фильтрами, а также в схемах обессоливания.

Регенерацию проводят 1-1,5% раствором Н₂SО₄.

CaR₂ + H₂SO₄ ® CaSO₄ + 2HR

MgR₂ + H₂SO₄ ® MgSO₄ + 2HR

При использовании Н - катионирования в схемах обессоливания воды на Н - фильтре будут протекать реакции с натриевыми солями имеющимися в воде.

NaCl + HR ® NaR + HCl₂SO₄ + 2HR ® 2NaR + H₂SO₄

При использовании Н - фильтров в схемах умягчения фильтр на регенерацию отключают по пропуску катионов жесткости Са и Мg, а в схемах обессоливания процесс ведут до пропуска катиона Na.

.ОН - ионирование

ОН - фильтр всегда устанавливают после Н - фильтра. При ОН - ионированииобменным ионитом является ион ОН, который в процессе фильтрования воды ч/з слой ионита поглощает из нее анионита.

Анионитные фильтры 2 ступени загружены высокоосновным анионом АВ - 17 - 8. который поглощает анионы слабых кислот.

H₂SiO₃ + ROH ® R₂SiO₃ + 2H₂O₂CO₃ + 2ROH ® R₂CO₃ + 2H₂O

Регенерация слабо и сильноосновных анионитов осуществляется 4% раствором NaOH

RCl + NaOH ® ROH + NaCl₂SO₄ + 2NaOH ® 2ROH + Na₂SO₄₂SiO₃ + 2NaOH ® 2ROH + Na₂SiO₃.

Изменение показателей качества воды по отдельным стадиям обработки.

Предварительная обработка воды - коагуляция Al₂(SO₄)₃ c известкованием.

Жесткость остаточная:

Ж_к^ост=1,2, мг-экв/кг;

Ж_нк^ост=Ж_нк^исх+К_Al

Принимаем К_Al = 0,8 мг-экв/кг.

Ж_нк^ост=Ж_нк^исх+ К_Al =1,9 + 0,8= 2.7 мг-экв/кг;

Общая остаточная жесткость составит:

Ж_о^ост =Ж_к^исх+Ж_нк^исх=1.2+2.7=3.9 мг-экв/кг;

Щелочность остаточная:

Щ^ост= Щ^исх - К_Al

Щ^ост=2-0.8 = 1.2 мг-экв/кг;

Концентрация SO₄^2-ост= SO₄^2-исх + К_Al = 2 + 0,8 = 2,8 мг-экв/кг;

Концентрация SiO²₃^ост= 0,75·SiO²₃^исх = 0,75·0,18 = 0,135 мг-экв/кг;

Ионитная часть схемы ВПУ.

. Первая ступень Н-катионирования (Н₁).

В этом фильтре удаляются катионы Ca,Mg и Nа в количестве Ж+2,15Nа, мг-экв/кг, где Ж-общая остаточная жесткость после предочистки.

åU_Н1=Ж+2,15Na = 3,9 + 2,15·0,4= 4,05 мг-экв/кг;

Кислотность воды равна

(SO₄^2- + Cl^- +NO₃^-)+ К_Al = 2+ 0,06 + 0,8 = 2,86 мг-экв/кг.

. Вторая ступень А-анионирования (А₁).

В фильтре А удаляются анионы сильных кислот в количестве:

åU _А1 = (SO₄^2- + Cl^- +NO₃^- +NO₂^-)+ К_Al = 2+ 0,06 + 0,8 = 2,86 мг-экв/кг.

Щелочность воды после фильтра А₁ не выше 0,2 мг-экв/кг.

. Декарбонизатор

Остаточная концентрация СОпосле декарбонизатора принимается 8 мг/кг или 8/44=0.18 мг-экв/кг

. Вторая ступень Н-катионирования (Н₂).

В фильтре Н₂ удаляются катионы в количестве

åU_Н2 = 0.2..0.3 мг-экв/кг.

Кислотность воды после Н₂ не выше 0,05 мг-экв/кг.

. Вторая ступень А-анионирования (А₂).

åU _А2 = SiO₃^2-ост + CO₂^ост = 0,135 + 0,18= 0,315 мг-экв/кг.

Качество обессоленной воды после А₂ в схеме:

солесодержание - не более 0.2 мг/кг;

кремнесодержание - не более 0,04 мг/кг.

Определение производительности ВПУ для подпидки котлов.

При расчете производительности водоподготовительных установок для приготовления добавочной питательной воды для производственно-отопительной ТЭЦ учитывается, что при номинальной паропроизводительности устанавливаемых котлов внутристанционные потери пара и конденсата не должны превышать 2%:

Q_внутр = 0,02·ΣD·n = 0,02·500 = 10 т/ч.

Для котлов барабанного типа учитывается потеря с продувкой:

Q_пр = р·ΣD·n = 0,006·500 = 3 т/ч.

На ТЭЦ с отбором пара на производство учитываются внешние потери по следующей формуле:

Q_внеш = 1,5·D_пр^отб·b = 1,5·200·0,15 = 45 т/ч.

Потери на мазутном хозяйстве:

Для котла Е-500-140 примем расход мазута B = 34.6 т/ч.

Q_{маз. хоз.} = 0,15·ΣB·n = 0,15·32= 5.2 т/ч.

Для электростанций с барабанными парогенераторами принимаем запас обессоленной воды Q_зап = 25 т/ч.

Исходя из расчётов производительность ВПУ по основному циклу составит:

Q_обес = Q_внутр+Q_пр + Q_внеш + Q_{маз. хоз.} + Q_зап = 10+ 3 + 45 +5,2 +25 =88.2 т/ч.

Потери в тепловых сетях нормируются в количестве 2% от расхода сетевой воды каждой турбины. Для турбины ПТ-80/100-130 примем расход сетевой воды G_сет = 2300 м³/ч. Производительность ВПУ для подпитки теплосети составит:

Q_ум^т.с. = 0,02·ΣG_сет·n = 0,02·2300 = 46 т/ч.

Расчет фильтра А₂.

Необходимая площадь фильтрования:

 м²,

Число установленных фильтров m = 3, одинакового диаметра.

Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:

 м².

По вычисленной площади определяем диаметр фильтра:

 м,

и по справочным данным принимаем ближайший больший стандартный ФИПа-II-1,5-0,6(рабочее давление - 0,6МПа, диаметр фильтра 1500 мм, высота фильтрующей загрузки 1500 мм, расход воды при расчётной скорости фильтрования - 90 м³ /ч). Затем площадь фильтрования пересчитываем с учетом изменения диаметра:

 м².

 ч.

где T_u - полезная продолжительность фильтроцикла, ч

åU - суммарное содержание катионов или анионов в воде,

поступающей на фильтр, мг-экв/л (г-экв/м³) ;

Q - производительность рассчитываемых фильтров, м³/ч;

h = 1,5 м - высота слоя ионита;

f_сm - сечение фильтра, м² (стандартного);

m - число установленных фильтров одинакового диаметра;

е_р = 300 г-экв/м³ - рабочая обменная емкость ионита (табл П2.лит.1.).

Количество регенераций в сутки:

,

где t = 2 - продолжительность операций, связанных с регенерацией фильтров.

Объем ионитных материалов, загруженных в фильтры во влажном состоянии:

, м³;

, м³ .

Расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров:

, м³/ч,

где Р_u = 14,5 м³/м³ ионита - удельный расход воды на собственные нужды ионитных фильтров (табл.1.7. лит.1.).

Расход химических реагентов на регенерацию одного фильтра:

 кг

или

, кг,

где b - удельный расход химреагентов, кг/м³ (табл.1.6. лит.1.);

с = 42% - содержание активно действующего вещества в техническом продукте.

Суточный расход химических реагентов на регенерацию группы одноименных фильтров:

 кг,

 кг.

Часовой расход воды, который должен быть подан на следующую рассчитываемую группу ионитных фильтров:

 м³/ч.

Ионитные фильтры: H₂ , А , H, Na рассчитаны по приведенной выше методике. Результат расчета представлен в таблице.

Таблица 7.3

Сводная таблица фильтров

Показатель и его размерность	Обозначение	А2	Н2	A1	Н1	Na
1	2	3	4	5	6	7
Производительность,м3/ч	Q	88.2	89.3	91,5	98,93	46
Скорость фильтрования, м/с	w	20	20	20	20	15
Диаметр каждого фильтра,м
Необх. площадь фильтрования, м2	F	4.41	4.5	4.6	4.95	3.1
Число фильтров, шт	M	3	3	3	3	3
Тип фильтра		ФИПаII-1,5-0,6	ФИПаII-1,5-0,6	ФИП-I-1,5-0,6	ФИП-I-1,5-0,6	ФИП-I-1,5-0,6
Необх. площадь фильтрования каждого фильтра, м2	1.5
Высота фильтра	H	1,5	1,5	2,0	2,0	2,0
Содержание активно действующего вещества в техническом продукте	C	42	75	75	75	95
Суточный расход 100%-го реагента на одну регенерацию, кг	199.5199.5409456.71122.2
Суточный расход технического реагента на одну регенерацию, кг	472.5265.5972.56091181.4
Часовой расход воды, подаваемый на группу, м3/ч	Qбр	89.3	91.5	98.93	106.93	47.64

Расчёт предочистки

Производительность осветлительных фильтров:

=106.93+47.64=м³/час.

Необходимая площадь фильтрования:

 м²,

где Q = 154.6 м³/ч - производительность фильтра без учета расхода воды на собственные нужды;

w = 8 м/ч - скорость фильтрования.

Число установленных фильтров m = 4, одинакового диаметра.

Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:

 м².

По вычисленной площади определяем диаметр фильтра:

 м,

и по справочным данным принимаем ближайший больший стандартный ФОВ-2,6-0.6 (П1). Затем площадь фильтрования пересчитываем с учетом изменения диаметра:

 м².

Расход воды на взрыхляющую промывку каждого осветлительного фильтра:

 м³

где i- интенсивность взрыхления фильтра, 12 л/(с м²)

- продолжительность взрыхления.

Расход воды на отмывку осветлительного фильтра:

 м³

Где - продолжительность отмывки(10мин)

 м³/ч

Производительность брутто с учётом расхода воды на промывку осветлительных фильтров:

 м³/ч.

Действительная скорость фильтрования во время выключения одного фильтра на промывку:

 м/ч

Скорость фильтрования больше допустимой, поэтому требуется резервный фильтр.

Расчет осветлителей

Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110 % расчетного расхода осветляемой воды, при этом устанавливается не менее двух осветлителей.

Емкость каждого из двух осветлителей определяется по формуле:

 м³,

Где = 163,3 м³/ч - полная производительность всей установки;

t = 1,0 ч - продолжительность пребывания воды в осветлителе.

По П4 выбирается ближайший по емкости серийный осветлитель ВТИ-160 (производительность 100 м³/ч, геометрический объём 76 м³ , диаметр 7000мм, высота 9900 мм).

Расход коагулянта Al₂(SO₄)₃·18H₂O в сутки:

 кг/сут,

Где G_к - расход безводного 100 %-го коагулянта;

Э_к = 57,02 - эквивалент безводного коагулянта;

К_Al = 0,3 мг-экв/кг - доза коагулянта.

Расход технического коагулянта в сутки:

 кг/сут,

Где с = 88.5 - процентное содержание коагулянта в техническом продукте.

Расход полиакриламида (ПАА) в сутки:

 кг/сут,

Где d_ПАА = 1 мг/кг - доза полиакриламида.

Выбор декарбонизатора.

Так как в схеме ВПУ декарбонизатор расположен после фильтра Н₂, то его выбор производим по расходу воды на этот фильтр - 91,5 м³/ч. Следовательно выбираем декарбонизатор: Q=100 м³/ч, d=1,46 м

Анализ результатов расчета ВПУ.

Таблица 7.4

Оборудование предочистки и ионообменной части

Наименование	Тип	Кол.	Характеристики
Осветлитель	ВТИ-160	2	Производительность - 100 м3/ч Геометрический объем - 76 м3 Диаметр 7000 мм Высота - 9900 мм
Осветлительный фильтр	ФОВ-2,6-0,6	4	Рабочее давление - 0,6 мПа Диаметр - 2600мм Высота фильтрующей загрузки - 1000 мм Расход воды при расчетной скорости фильтрования - 50 м3/ч
Н1 - фильтр	ФИПа-1,5-0,6	3	Рабочее давление - 0,6 мПа Диаметр - 1500 мм Высота фильтрующей загрузки - 2000мм Расход воды при расчетной скорости фильтрования - 50 м3/ч
Н2 - фильтр	ФИПа-1,5-0,6	3	Рабочее давление - 0,6 мПа Диаметр - 1500 мм Высота фильтрующей загрузки - 1500 мм Расход воды при расчетной скорости фильтрования - 90 м3/ч
А1 - фильтр	ФИПа-1,5-0,6	3	Рабочее давление - 0,6 мПа Диаметр - 1500 мм Высота фильтрующей загрузки - 2000 мм Расход воды при расчетной скорости фильтрования - 50 м3/ч
А2 - фильтр	ФИПа-1,0-0,6	3	Рабочее давление - 0,6 мПа Диаметр - 1500 мм Высота фильтрующей загрузки - 1500 мм Расход воды при расчетной скорости фильтрования - 90 м3/ч
Nа - фильтр	ФИПа-1,5-0,6	3	Рабочее давление - 0,6 мПа Диаметр - 1500 мм Высота фильтрующей загрузки - 2000 мм Расход воды при расчетной скорости фильтрования - 50 м3/ч
Декарбонизатор		1	Q = 100 м3/ч, d = 1460 мм, f = 1,67 м2, Qвозд = 2500 м3/ч

Таблица 7.5

Расход реагентов на ионитные фильтры в сутки

Реагент, кг	Н1	Н2	А1	А2	Na
H2SO4	609	265.5	-	-	-
NaOH	-	-	972.5	472.5	-
NaCl	-	-	-	-	1181.4

Общий суточный расход реагентов на регенерацию.

H₂SO₄ = 874.5 кг= 1445 кг= 1181.4 кг.

Таблица 7.6

Расход ионита на ВПУ

Ионит, м3	Н1	Н2	А1	А2	Na
КУ-2	10.62	7.97	-	-	7,97
АН-31	-	-	10.62	-	-
АВ-17-8	-	-	-	7,97	-

Суммарное количество загруженного в фильтры анионита

АВ-17-8 = 7,97 м³.

Суммарное количество загруженного в фильтры анионита

АН-31 =10,62 м³.

Суммарное количество загруженного в фильтры катионита

КУ-2 = 26,56 м³

электростанция тепловой топливный водный

Таблица 7.7

Собственные нужды ВПУ

	Н1	Н2	А1	А2	Na	ОФ
Расход воды м3/ч	7,99	2,2	7,43	1,1	1,64	7,08

Компоновочные решения химического цеха

Учитывая часовой расход воды, который должен быть подан на следующую группу ионитных фильтров после Н₁ - фильтра (< 400 м³/ч) выбираем параллельно-коллекторную компоновку.

При данной компоновке вода подается на обработку из общего коллектора к каждому фильтру данной ступени обработки. Фильтрат собирается также в общий коллектор и отводится на следующую ступень обработки. В параллельных схемах каждый отдельный фильтр автономен. Его состояние: работа, резерв, регенерация не определяет состояние ступеней обработки однородных фильтров. Группа фильтров обрабатывает воду непрерывно, в то время как отдельный фильтр - периодически. Число фильтров можно изменять в зависимости от производительности ВПУ. Схема хорошо адаптируется к изменениям по составу воду и производительности. Надежность схемы достаточно высокая. Экономична по количеству оборудования и расходу ионитов, по расходу реагентов на регенерацию фильтров, воды на собственные нужды.

.2 Выбор и обоснование ВХР ТЭЦ

Водно-химический режим тепловых электрических станций должен обеспечивать работу теплосилового оборудования без повреждений и снижения экономичности, вызванных образованием: накипи, отложений на поверхностях нагрева; шлама в котлах, тракте питательной воды и в тепловых сетях; коррозии внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей; отложений в проточной части паровых турбин; отложений на поверхностях трубок конденсаторов турбин.

С целью обеспечения рационального водно-химического режима на тепловых электростанциях осуществляется нормирование качества пара и воды.

К основным мероприятиям по поддержанию нормируемых показателей водно-химического режима энергоблоков ТЭЦ относятся: предпусковые промывки оборудования; постоянная продувка котлов при установившихся режимах и усиленная продувка во время переходных режимов; фосфатирование котловой воды; проведение эксплуатационных промывок оборудования; консервация оборудования во время простев; герметизация баков питательной воды и её составляющих с целью предотвращения попадания кислорода в пароводяной цикл; обессоливание и обескремнивание добавочной воды; удаление свободной угольной кислоты из добавочной химически обработанной воды; обезжелезивание и обессоливание различных конденсатов; деаэрация турбинного конденсата и питательной воды; оснащение конденсаторов специальными дегазирующими устройствами с целью удаления кислорода из конденсата, обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха; постоянный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер теплообменников; антикоррозийное покрытие оборудования и применение коррозионно-стойких материалов; введение в паровой цикл корректирующих химических реагентов, соответствующих данному водно-химическому режиму; автоматическая дозировка добавок, корректирующих водный режим. Нормы качества пара барабанных котлов с естественной циркуляцией установленных на ТЭЦ приведены в таблице ъ

Таблица 7.8

Нормы качества пара барабанных котлов

Нормируемый показатель	Численное значение
Содержание натрия (в пересчёте на Na), мкг/кг, не более	5
Кремниевая кислота (в пересчёте на SiO2), мкг/кг	25
Значение pH, не менее	7,5

На котлах с естественной циркуляцией проводим фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабаны котлов. Фосфатирование осуществляем по режиму чисто фосфатной щёлочности.

Избыток  в котловой воде при данном режиме фосфатирования должен быть не менее 2 и не более 6 мг/кг по чистому отсеку, не более 30 мг/кг по солёному отсеку для котлов, работающих на жидком топливе и не более 50 мг/кг для котлов, работающих на других видах топлива.

Показатель рН (при 25 ⁰С) продувочной воды при данном режиме фосфатирования в первой ступени испарения не ниже 9,3 и в продувочной воде солёных отсеков не выше 10,7.

Фосфатирование с подщелачиванием необходимо для того, чтобы создавать такие условия, при которых процессы кристаллизации и образования отложений в экранной системе котла имели бы минимальные скорости. Эта задача решается за счет перевода накипеобразующих солей в шламовую форму с последующим их выводом из контура циркуляции с продувкой.

Амминирование питательной воды проводится для связывания свободной углекислоты в целях предупреждения углекислотной коррозии и коррекции рН.

Гидразинная обработка питательной воды в сочетании с термической деаэрацией является радикальной мерой предупреждения кислородной коррозии металла питательного тракта, пассивации латуни трубной системы подогревателей, снижения содержания продуктов коррозии в пароводяном тракте ТЭС.

Нормы качества питательной воды барабанных котлов приведены в таблице

Таблица 7.9

Нормы качества питательной воды барабанных котлов

Нормируемый показатель	Вид топлива
	Жидкое	Газообразное
1	2	3
Общая жёсткость, мкг-экв/кг, не более	1	1
Соединения натрия (в пересчёте на Na), мкг-экв/кг, не более	50	50
Соединения железа (в пересчёте на Fe), мкг/кг, не более	20	20
Соединения меди (в пересчёте на Cu), мкг/кг, не более	5	5
Вещества, экстрагируемые эфиром (мала и др.), мкг/кг, не более	0,3	0,3

Качество воды для подпитки тепловых сетей нормируется по следующим показателям: растворённый кислород допустим в количестве не более 20 мкг/кг для сетевой воды и не более 50 мкг/кг для подпиточной воды; содержание веществ, экстрагируемых эфиром (масла и др.), составляет не более 1 мг/кг; взвешенных веществ должно быть не более 5 мг/кг; соединений железа в сетевой воде разрешается 0,5 мг/кг для закрытых систем. Предельное значение карбонатного индекса Ик (произведение общей щёлочности на кальциевую жёсткость воды) для сетевых подогревателей 2,5 (мг-экв/кг).

Предполагаемые значения рН сетевой воды для закрытых систем теплоснабжения 8,3-9,0. Присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную и сетевую воду запрещается.

Использование для подпитки тепловых сетей продувочной воды паровых котлов не рекомендуется. Запрещается работа тепловых сетей на сырой, необработанной воде в связи с образованием кальциевых накипей.

Характеристика конденсатов и схемы их очистки

Конденсаты являются основной и наиболее ценной составной частью питательной воды котлов. Это связано, в первую очередь, с отсутствием в них солей, кремнекислоты и высокой температурой некоторых потоков.

На данной ТЭЦ присутствуют следующие виды конденсатов:

Турбинный конденсат

Поток чистый, t = (25-45), Возможно лишь содержание аммиака, СО₂, следы О₂, незначительное количество продуктов коррозии. При нарушении гидравлической плотности конденсаторных трубок в конденсате может резко возрасти солесодержание и жесткость.

Конденсат регенеративных подогревателей.

T = (50-100)и более. Данный поток более загрязнен, чем турбинный продуктами коррозии, однако солей жесткости здесь быть не может.

Конденсат пара сетевых подогревателей.

T=80и выше, коррозионно агрессивен из-за высокой температуры и содержания газов СО₂ и О₂, имеет высокое содержание продуктов коррозии. При нарушении плотности трубок сетевых подогревателей, возможно загрязнение конденсата солями.

Очистка замазученного конденсата

Наличие на ТЭЦ мазутного хозяйства обуславливает необходимость очистки замазученного конденсата. Схема состоит из отстойников с нефтеловушками, где конденсат предварительно отстаивается не менее трёх часов, и сорбционных фильтров, загруженных малозольным древесным углём марок БАУ или ДАК. Конструктивно сорбционные фильтры практически не отличаются от ионитных или механических. Высота загрузки - около двух метров, скорость фильтрования - 8 м/ч. В последнее время в качестве загрузки используют полукокс.

Очистка зажелезенного конденсата

Практически каждый поток конденсата содержит оксиды Fe, Cu, Zn и другие продукты коррозии конструкционных материалов. Для их удаления используем электромагнитные фильтры, способные работать при любой температуре конденсата.

. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

.1 Описание электрической схемы станции

На проектируемой ТЭЦ установлена турбина ПТ-80/100-130. Главная схема электрических соединений проектируемой станции строится по блочному принципу: генераторы соединяются в блоки с повышающими трансформаторами. Выдача мощности осуществляется на напряжении 115 кВ.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей применяется комплектное распределительное устройство (КРУ) на отходящих линиях. Питание потребителей и собственных нужд осуществляется ответвлениями от блоков с установкой реакторов и понижающих трансформаторов.

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Так как при установке мощных генераторов возрастает значение токов короткого замыкания, то целесообразно присоединение генераторов непосредственно к РУ ВН в виде блоков генератор-трансформатор.

Условия выбора генератора:

;

.

Исходя из этого выбираем на ТЭЦ генератор типа:

ТВФ-120-2УЗ с параметрами: Р_ном = 100МВт, cosφ = 0.8, S_ном = 125МВА, U_ном = 10.5кВ, η=98.5%, x”_d=0.214;

Число и мощность трансформаторов на электростанции зависит от их назначения, схемы включения генераторов, количества РУ и режимов энергопотребления на каждом из напряжений. Все трансформаторы выбираются трёхфазными.

Мощность двух обмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором, принимается равной или большей мощности генератора в МВА.

Таким образом для генератора, работающего в блоке с трансформатором выбираем трасформатор типа:

ТДЦ - 125000 / 110 с параметрами: Sном=125 МВА, Uвн=121 кВ, Uнн=10,5 кВ, Рх=120 кВт, Ркз=400 кВт, Uк_ВН-НН=10,5 %, Iхх=0,55 %.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается исходя из условия 8% потребления от мощности генератора. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. На блочной станции устанавливается один пускорезервный трансформатор собственных нужд

.

Выбираем трансформатор собственных нужд типа:

ТДНС -10000/35 с параметрами: Sном=10 МВА, Uвн=10,5 кВ, Uнн=6.3 кВ, Рх=12 кВт, Ркз=60 кВт, Uк=8 %, Iхх=0,75 %.

Генератор ТВФ-120-2У3 имеет водородное форсированное охлаждение. Тип возбудителя ВТД-490-3000У3 (возбуждение от машинного возбудителя переменного тока повышенной частоты, соединенного непосредственно с валом генератора через отдельно стоящее выпрямительное устройство).

Система охлаждения генератора предназначена для отвода выделяемого в нем тепла с целью поддержания температуры меди обмоток, а также стали статора и ротора в допустимых пределах. При использовании изоляции класса В предельные допускаемые температуры зависят от системы охлаждения, давления охлаждающего газа и других причин и составляют для обмотки ротора 100-130°С, для обмотки статора 95-105°С и для активной стали 105°С.

Генератор ТВФ-120-2У3 имеет смешанную систему охлаждения: статор имеет косвенное, а ротор непосредственное водородное охлаждение. При косвенной системе охлаждения водород циркулирует в зазоре между ротором и статором, а также в вентиляционных каналах сердечника статора. При этом теплота, выделяемая в проводниках обмоток ротора и статора, поглощается охлаждающим газом лишь после того, как она пройдет через пазовую изоляцию и сталь ротора и статора. В непосредственной системе охлаждения охлаждающая среда непосредственно соприкасается с медью обмоток, благодаря чему основная часть тепла, выделяемого в меди, отводится непосредственно к охлаждающей среде, минуя изоляцию и сталь.

Блочные трансформаторы имеют систему охлаждения типа ДЦ: принудительная циркуляция воздуха и масла с ненаправленным потоком масла. У трансформаторов собственных нужд применяется система охлаждения типа Д: принудительная циркуляция воздуха и естественная циркуляция масла.

Сборные шины ОРУ 110 кВ выполнены из проводов марки АСО-500. Участок от выводов генератора до блочного трансформатора, от выводов генератора до РУСН 6,3 кВ выполнен токопроводом ТЭКП-10, от блочного трансформатора до ОРУ - проводами марки АСО-300.

.2 Расчёт токов короткого замыкания

Определение расчётных токов короткого замыкания необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость.

При проверке аппаратов и токопроводов на электродинамическую и термическую стойкость следует согласно ориентироваться на трёхфазное КЗ. Случай однофазного КЗ может быть исключён из рассмотрения, так как электродинамические силы при этом малы, поскольку расстояние от повреждённого проводника до проводника заземляющей системы велико.

Для выбора электрических аппаратов расчёт производят с допущениями, которые существенно упрощают вычисления, но дают на 10-15% завышенный результат.

Для расчёта трёхфазного тока КЗ составим расчетную схему, представленную на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 - Расчетная схема

Параметры основных элементов схемы:

Генератор ТВФ-120-2У3 с параметрами: Р_ном = 100МВт, cosφ = 0.8, S_ном = 125МВА, U_ном = 10.5кВ, η=98.5%, x”_d=0.214;

Трансформатор ТДЦ-125000/110 с параметрами: S_ном = 125МВА, U_вн = 121кВ, U_нн = 10.5кВ, Р_х = 120кВт, Р_кз = 400кВт, Uк = 10.5%;

Трансформатор ТДНС-10000, ;

По данной расчётной схеме составляем эквивалентную схему замещения, приведенную на рисунке 8.2.

Рисунок 8.2 - Эквивалентная схема замещения

Определим сопротивления схемы замещения при базовой мощности S_б=1000 МВ∙А:

Параметры системы:

Е₁=1,

Параметры генераторов:

Параметры двухобмоточных трансформаторов:

Параметры линий электропередач:

Расчет токов КЗ в точке К1

После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду. Преобразование схемы выполняется в направлении от источника питания к месту КЗ. Поэтому преобразование схемы выгодно вести так, чтобы аварийная ветвь по возможности была сохранена до конца преобразования или, в крайнем случае, участвовала в нем только на последних его этапах.

Упростим схему. Результирующее сопротивление цепи генератора Г1:

Заменим сопротивления системы одним эквивалентным сопротивлением:

Результирующая схема показана на рисунке 8.3.

Рисунок 8.3 - Результирующая схема для расчета токов КЗ в точке К1

Начальное значение периодической составляющей тока КЗ определяется по формуле:

где Х_*- результирующее сопротивление ветви схемы; I_б- базовый ток:

Значения токов по ветвям:

генераторов Г1:

энергосистемы С:

Суммарный ток КЗ в точке К1:

Находим ударный ток:

Расчет токов КЗ в точке К2

Учитывая преобразования эквивалентной схемы, выполненные в пункте 8.2.1, расчет тока КЗ в точке К2 начинаем с преобразования схемы, приведенной на рисунке 8.4:

Рисунок 8.4 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К2

После того как схема замещения составлена и определены сопротивления всех элементов, она преобразуется к наиболее простому виду.

Итоговая схема замещения представлена на рисунке 8.5.

Рисунок 8.5 -Результирующая схема для расчета тока КЗ в точке К2

Здесь

Токи по ветвям схемы при КЗ в точке К2 при U_б=10,5 кВ и

генератораГ1:

энергосистемы:

Суммарный ток при трехфазном КЗ в точке К2:

Находим ударный ток:

Расчет токов КЗ в точке К3

Учитывая преобразования эквивалентной схемы, выполненные в пункте 8.2.2, расчет тока КЗ в точке К3 начинаем с преобразования схемы, приведенной на рисунке 8.6.

Рисунок 8.6 - Схема замещения для расчета тока КЗ в точке К3

Генератор Г1 находится на значительной электрической удаленности от точки КЗ, поэтому для упрощения расчетов их целесообразно включить в состав ветви энергосистемы, соответственно скорректировав ее сопротивление. Итоговая схема замещения представлена на рисунке 8.7.

Рисунок 8.7-Результирующая схема для расчета тока КЗ в точке К3

Здесь

Токи по ветвям схемы при КЗ в точке К3 при U_б=6,3 кВ и

Находим ударный ток:

8.3 Выбор электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчетные величины должны быть меньшими или равными номинальным. Все электрические аппараты выбираются по номинальному напряжению, роду установки (внутренняя, наружная) и конструктивному исполнению. По номинальному току выбираются те аппараты, по которым протекают рабочие токи: выключатели, разъединители и трансформаторы тока.

Кроме того, каждый аппарат в зависимости от его назначения дополнительно выбирается по ряду специфических параметров.

Наибольший рабочий ток определяется с учетом возможных длительных перегрузок основного оборудования.

Выбор выключателя и разъединителя

Выберем выключатель и разъединитель в цепи генератора ТВФ-120-2У3. Для подключения генератора выбирается комплектный шкаф с воздушным выключателем и разъединителями. Параметры выключателя определяются расчетом.

Определим расчётный ток продолжительного режима цепи, в которой устанавливается выключатель, по формуле 8.1:

где P_ном, U_ном, cosφ- номинальные параметры генератора.

По справочнику выбираем выключатель типа МГУ-20-90 с параметрами =20 кВ; =9500 А; =90 кА; =300кА; 105 кА; =4c; =0,2, .

Время действия релейной защиты =0,01 с.

Расчетное время

Определим два значения периодической составляющей тока КЗ и два значения апериодической составляющей тока для момента времени τ=0,21 с, поскольку через выключатель может протекать ток КЗ от генератора Г1 Периодическая составляющая тока от генератора Г1 может быть определена по типовым кривым. Для этого предварительно определяется номинальный ток генератора:

Отношение начального значения периодической составляющей тока КЗ от генератора Г1 в точке К3 к номинальному току:

По данному отношению и времени τ=0,15 с определим с помощью типовых кривых отношение:

Таким образом, периодическая составляющая тока от генератора Г1 к моменту τ=0,21 с будет:

Апериодическая составляющая тока КЗ от генератора Г1 к моменту времени τ=0,21 с определяется из выражения 8.2:

Периодическая составляющая тока КЗ от энергосистемы и присоединенных к ней генератора Г2 принята неизменной во времени и равной:

Апериодическая составляющая тока КЗ от эквивалентного источника:

где Т_а=0,095 с соответствует k_у=1,8, принятому для эквивалентного источника.

Суммарная периодическая составляющая в момент времени τ=0,21 с:

Суммарная апериодическая составляющая в момент времени τ=0,15с:

Проверим выбранный выключатель на отключающую способность:

В первую очередь произведем проверку на симметричный ток отключения по условию 8.3:

Затем проверим возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ по условию 8.4:

где i_аном-номинальное допускаемое значение апериодической составляющей в отключаемом токе для времени τ=0,01+0,14=0,21 с, определяется по формуле 8.5:

Условие 8.4 соблюдается

На электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельному сквозному току:

где I_пр.с-действующее значение предельного сквозного тока КЗ

i_пр.с-амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ

Условие 8.6 выполняется.

На термическую стойкость выключатель проверяется по тепловому импульсу:

где I_т=90 кА - предельный ток термической стойкости,

t_т=4 c - длительность протекания тока термической стойкости,

B_к - тепловой импульс по расчету:

Все расчетные и каталожные данные сведены в таблицу 8.1.

Таблица 8.1

Параметры выключателя МГУ-20-90

Расчетные данные	Каталожные данные
Uуст=10,5 кВ	Uном=20 кВ
Iмах=8,25 кА	Iном=9,5 кА
Iпτ=52,6 кА
iаτ=65,28 кА	iаном=152,7 кА
Iпо=74,25 кА	Iпр.с=105 кА
iу=200,24 кА	iпр.с=300 кА

Выбор измерительных трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбираются:

по напряжению установки

,

- по току

,

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей.

По справочнику выбираем трансформатор тока ТШЛ-20 с параметрами: =20кВ; =12000А; =5А.

Проверим выключатель по термической стойкости:

где - тепловой импульс по расчету;

 - кратность термической стойкости по каталогу;

 - время термической стойкости по каталогу.

Сравнение расчетных и каталожных данных приведено в табл. 8.4 .

Таблица 8.2

Расчетные и каталожные данные

Расчетные данные	Каталожные данные
= 10,5 кВ = 20 кВ
=8,25 кА = 12 кА
= 23324 кА2∙с = 230400 кА2∙с

Выбор измерительных трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются по напряжению установки:

Выбираем трансформатор напряжения типа ЗНОМ-20-66У3 с параметрами

8.4 Описание конструкции ЗРУ-110 кВ

Здание отличается легкостью, высокой степенью теплоизоляции и простотой монтажа. Средний срок службы здания-укрытия до 50 лет. Закрытое распредустройство обеспечивает возможность обслуживания и замены высоковольтного оборудования, не прибегая к дополнительным техническим средствам (внутри здания установлен мостовой электрический кран). Эксплуатационные работы можно вести в течение всего года. Есть возможность заезда автотранспорта внутрь здания.

Схема ЗРУ-110 кВ выполнена с двумя рабочими и одной обходной системами шин. Выдача электрической мощности производится по воздушным линиям электропередачи (ЛЭП) 110 кВ.

С учетом особенностей электроприемников (1-я, 2-я категории), схемы электроснабжения их (отсутствие резерва по сети), а также большого количества присоединении к сборным шинам для главного распределительного устройства ТЭЦ предусмотрена схема с двумя рабочими и одной обходной системами шин.

Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами, баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники.

10. Охрана окружающей среды

.1 Выбросы оксидов серы

Массовый выброс SO₂ и SO₃ в атмосферу в пересчете на SO₂ при наличии специальных сероулавливающих устройств рассчитывается по формуле:

где S^P = 2.8 - содержание серы в топливе;

B- расход топлива

=0,02 - доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котлах;

=0,0 - доля оксидов серы, улавливаемых в обессеривающей установке.

 г/с.

.2 Выбросы оксидов азота

В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционноспособным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды. Кроме того, образование оксидов азота в процессах горения может происходить за счет разложения и окисления азото содержащих соединений, входящих в состав топлива. Всего азот с кислородом может образовывать шесть соединений: N₂O, NO ,N₂O₃, NO₂, N₂O₄, N₂O₅. Наиболее устойчивым оксидом является NO₂, в который могут переходить и другие оксиды азота, поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO₂ . В дымовых газах котлоагрегатов оксиды азота обычно состоят на 95-99% из оксида азота, 1-5% составляет диоксид азота, доля других оксидов азота пренебрежимо мала.

Массовый выброс оксидов азота в атмосферу в пересчете на NO₂ с дымовыми газами котла рассчитывается по формуле:

где k - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота;

;

b₁ - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота количества сжигаемого мазута;

e₁, r - коэффициенты, характеризующие эффективность воздействия рециркуляции газов, подаваемых в наружный канал горелок;

b₂ - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (прямоточные);

b₃ - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;

e₁ - коэффициент, характеризующий снижение выбросов при двухступенчатом сжигании топлива.

При сжигании мазута

При сжигании газа

.3. Выбросы оксидов ванадия

Массовый выброс оксидов ванадия в пересчете на пентаоксид ванадия вычисляем по формуле:

,

где - содержание оксидов ванадия в сжигаемом мазуте определяется по формуле:

 г/с.

 г/с.

.4. Выбросы оксида углерода

Массовый выброс оксидов углерода в атмосферу с дымовыми газами котла вычисляем по формуле:

,

где С_СО - выход оксида углерода при сжигании мазута, определяемый по формуле:

 кг/т.

Тогда

 г/с.

.5 Расчет и выбор дымовой трубы

Высоту дымовой трубы выберем по условиям отвода газов и рассеивания содержания в них SO₂, NO₂, летучей золы и других вредных выбросов:

,

где - для трехствольной трубы;

А=160 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы;

m=0,9 при w₀=20 м/с - коэффициент учитывающий условия выхода газов из устья трубы;

 г/с

массовый суммарный выброс SO₂ и NO₂;

F=1 - коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей в атмосфере;

ПДК - предельно допустимые концентрации;

C_Ф - фоновые концентрации;

DT=105 ^оС - разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень.

V - суммарный объем дымовых газов:

.

Тогда высота дымовой трубы:

 м.

Принимаем трубу высотой 150 м.

Выбираем дымовую трубу высотой 150 м и диаметром 6 м.

Снижение выбросов азота на ТЭЦ и одновременно других вредных газообразных веществ достигается применением рециркуляции дымовых газов, двухступенчатым сжиганием топлива, применением конструкций горелок реализующих ступенчатый метод сжигания топлива, применением присадок.

11. Охрана труда

 

.1 Производственная санитария и техника безопасности

 

В качестве объекта строительства принимаем ТЭЦ мощностью 80 МВт на газу, резервным топливом является мазут.

ТЭЦ промышленного типа располагаем на участке, входящем в общую территорию обслуживаемых ею промышленных предприятий в промышленной зоне в непосредственной близости от города (в южном направлении от г. Минска). Требования к генплану должны удовлетворять с одной стороны технологическому процессу, а с другой стороны - требованиям охраны труда и окружающей среды.

Выбор площадки ТЭС, согласно СНиП II-89-80 «Генеральные планы промышленных предприятий», увязываем с общей планировкой района. ТЭЦ является загородной и располагается недалеко от потребителей тепла.

Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещенной на открытом воздухе дымовой трубой, повышающими трансформаторами, закрытое распределительное устройство (ЗРУ), устройства водоснабжения, топливное хозяйство, химическую очистку добавочной воды, масляное хозяйство, лаборатории и мастерские, склады оборудования и материалов, служебные помещения.

Временный торец ТЭЦ располагаем таким образом, чтобы в случае установки дополнительного оборудования было достаточно территории для развития ТЭЦ и создания санитарно-защитной зоны. Так как ТЭЦ располагается за населенной зоной и топливом является природный газ, то согласно СНиП II-58-75 «Электростанции тепловые. Нормы проектирования» санитарно-защитную зону устанавливаем величиной 20 метров. Территория санитарно-защитной зоны благоустраивается и озеленяется, предусматриваем сохранение существующих зеленых насаждений.

При этом другие промышленные предприятия, производящие выброс вредных веществ в атмосферу, находятся на достаточном расстоянии, для обеспечения необходимой степени рассеивания этих выбросов. Для снижения вредных выбросов предусматриваем наличие развитых радиационных поверхностей нагрева в зоне горения, снижение мощности горелок, применение достаточно высокой дымовой трубы (80 м) для рассеивания этих выбросов на достаточно большой территории. При этом высота дымовой трубы превышает высоту самого высокого здания в зоне предприятия, обслуживаемого ТЭЦ. Более детально этот вопрос освещен в разделе «Охрана окружающей среды».

Между отдельными зданиями и сооружениями на территории ТЭЦ предусматриваем санитарные разрывы для обеспечения необходимой освещенности и проветривания, а также противопожарные разрывы.