|
Турбина
|
 DrWТХОWТФОcа
|
|
|
|
|
|
|
КТ-330-240
|
1,98
|
1,32
|
-
|
0,538
|
9,9
|
39,6
|
Qтгод=aT+rкNт
h-
Эт+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;- уменьшение относительного
прироста на теплофикационном потоке;тхо -удельная
выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;тфо - удельная выработка
электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.
Принимаем
[6]:=6300 ч/год; h=5800 ч/год; hтфо=3500
ч/год.
Эткт-330=0,538.50.3500-40,7.6000=602520 МВт-ч/год ;тгод кт-330-240=39,6.6300+1,98.330.5800-1,32.31780+50.3500=4,15
МВт-ч/год=3,57Гкал/год;
Общий
отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
Этэц=Nihi(1-
Эс.н./100)
Этэц=990.5800(1-3/100)=5,57106 МВт-ч/год.
Общая
потребность в теплоте от паровых котлов:
ка=1,02Qт=1,0234,15106=12,69106 МВт-ч/год;
Годовой
расход условного топлива на паровые котлы:
ка=Qка/(hКА×КП)=12,69×106/(0,953.8,14)=1,64×106 т у.т./год ,
гдеKп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.
Расход
топлива на ПВК:
пвк=Qпвкhтфо(1-aтф год)/(hпвкKп)=69,5.3500(1-0,91)/(0,86.8,14)=
=3127,3
т у.т./год ,
гдеaтф год-- годовой коэффициент
теплофикации при часовом aтф=0,65
[6].
Годовой
расход условного топлива на ТЭЦ:
тэц=Bка+Bпвк=1,64×106+3127,3=1,643.106 т.у.т./год
.
.5.3 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ
Постоянные издержки:
Ипост=1,3×(1,2×КТЭЦ×Ра/100+kшт×NТЭЦ×зсг),
гдеРа =3,7 % - норма амортизации [6],
зсг=2500 $/год - заработная плата, среднегодовая,шт=0,4
чел./МВт - штатный коэффициент [6],
Ипост=1,3×(1,2×220,9 ×106×3,7/100+0,4×990×2500)= 14,04×106 $/год
Переменные издержки:
Ипер=ВТЭЦ×Цтут=1,643×106×60= 98,58×106 $/год,
гдеЦтут=60 $/тут - цена тонны условного топлива.
Приведенные затраты на ТЭЦ:
ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП
,
гдеИТС= 0,075×КТС=0,075×60=4,5×106 $/год,
ИЛЭП=0,034×КЛЭП=0,034×8,4=0,2856×106 $/год - издержки на эксплуатацию тепловых
сетей и ЛЭП.
ЗТЭЦ=0,12×220,9+14,04+98,58+0,12×(60+8,4)+4,5+0,2856=142,12 млн.$/год
.6 Расчёт
раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии
.6.1 Расчёт капиталовложений и годового расхода топлива на
КЭС
Выбираем блоки К-300-240+1000 т/ч в количестве трёх штук на газомазутном
топливе.
Капиталовложения в блоки (табл.5 [6]):
головной - K1 К-300=62 млн.$,
последующие - K2К-300= 33,6 млн.$ .
Общая мощность блоков КЭС: NКЭС=3×300=900 МВт.
Для данной мощности КЭС [6]:
Ра =3,1 % - норма амортизации,
зсг=2500 $/год - заработная плата, среднегодовая,шт=0,45
чел./МВт - штатный коэффициент,
DЭсн=3,0% - расход электроэнергии
на собственные нужды.
Полные капиталовложения в КЭС:
*кэс=K1 К-300+2×K2К-300 =(62+2×33,6).106=97,6.106 $
Постоянные издержки КЭС:
Число
часов использования мощности КЭС hКЭС=5500 ч/год.
Количество
электроэнергии, вырабатываемой за год:
ЭК=NКЭС×hКЭС=900×5500=4950000
МВт×ч/год
Отпуск
электроэнергии от КЭС:
Экэс= ЭК ×(1-Эсн/100)= 4950000×(1-3,0/100)=4,8×106 МВт×ч/год.
Годовой
расход теплоты на блок:
Qт=a×h+r×Ээк+r'×(Э-Ээк),
Э-Ээк=b×ЭК×(Nном-Nэк)/Nном,
гдеb=0,95
(принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;эк=280 МВт - экономическая мощность
турбины;ном=300 МВт -
номинальная мощность турбины;=2,17 - относительный прирост при NЭК
;'=2,21 - относительный прирост при N>NЭК ;=47,3
- расход теплоты на холостой ход.
Э-Ээк=0,95×4950000.(300-280)/(3×300)=104500 МВт×ч/год
Ээк=NЭК×hКЭС=280.5500=1540000 МВт×ч/годт=47,3×5500+2,17×1,54.106+2,21×104500=3832895 МВт×ч/год =
=
3304219,8 Гкал/год
Годовой
расход топлива на 1 блок:
годбл=Qт/(hкаKп)+Bnn=3,83.106/(0,93.8,14)+60×6+95×2=0,51.106 т у.т./год,
где
принято 6 пусков после простоя в 48 часов с Bn=60 т у.т. и 2 пуска из холодного состояния с Bn=95 т у.т. (Bn - расход топлива на пуск; n -
число пусков блока в году).
Годовой
расход топлива на КЭС:
ВКЭС=3×Вбл=3×0,51.106 =1,53×106 тут/год
Удельный
расход топлива на электроэнергию:
ээ=ВКЭС/ЭКЭС=1,53/4,8=0,32
тут/(МВт×ч) =0,32 кг у.т./(кВт×ч)
Переменные
годовые издержки КЭС:
И*КЭСпер=B
КЭС×Цтут=1,53×106×60= 91,8×106
$/год
Доля
капиталовложений в КЭС, учитываемая при сравнении:
ККЭС=К*КЭС×b×NТЭЦ/NКЭС=97,6.106 ×1,05×990/900=112,7 млн.$
гдеb=1,05 - коэффициент, учитывающий различие схем энергоснабжения.
Доля
условно-постоянных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:
ИКЭСпост=
И*КЭС пост ×a× NТЭЦ/NКЭС=
4,64×106×1,04×990/900=5,3 млн.$/год,
гдеa=1,04 - коэффициент, учитывающий различие расходов электроэнергии на
собственные нужды, схем энергоснабжения, потери в сетях.
Доля
условно-переменных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:
ИКЭСпер=
И*КЭС пер ×a× NТЭЦ/NКЭС=91,8×106 ×1,04×990/900= 105,0 млн.$/год
.6.2 Котельная
Выбираем для отпуска тепла с горячей водой водогрейные котлы КВТК-180.
Число водогрейных котлов определим как n=QТФ/QнВК=198,5 /100=1,985 ,принимаем n=2.
Капиталовложения водогрейные котлы указаны в таблице 1.4.[6]
Таблица 1.4. - Капиталовложения в водогрейные котлы
|
Тип оборудования
|
Затраты на 1 оборудования (млн.$ )
|
|
головной
|
последующий
|
|
КВТК-180.
|
3,3
|
0,92
|
Общие капиталовложения в котельные:
ККОТ=К1КВТК-100+К2КВТК-100=(3,3+0,92)×106=4,22×106 $
Принимаем по рекомендациям [11], с учётом Qåкот , норму амортизации Ра=3%,
среднегодовая заработная плата Зсг=2000 $/год, штатный коэффициент kшт=0,25
чел/Гкал.
Постоянные издержки:
Икотпост=1,3×(1,1×Ккот×Ра/100+kшт×Qкот×зсг)=1,3×(1,1×4,22×106×3/100+0,25×198,5×2000)= 0,31×106 $/год
Годовой расход топлива на котельную:
кот=(1-0,02)[Qтх/(hпкKп)+Qтф/(hвкKп)]==(1-0,02)[198,5 ×3500/(0,9×7)]=0,11×106 т у.т./год,
Где hпк=0,86; hвк=0,9.
Условно-переменные издержки на котельную:
Икотпер=Вкот×Цтут=0,11×106×60= 6,6×106 $/год
.6.3 Определение общих величин раздельной схемы
Капиталовложения в раздельную схему:
р=Kкэс+Kкот+Kртс+Kрлэп
Принимаем длину теплосетей и ЛЭП: lтс=10 км; lлэп=100
км.
Удельные капиталовложения:тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км;ртс=kтсlтс=4.106.10=40.106 $/год;рлэп=kлэпlлэп=0,56.106.100=56.106 $/год;
р=112,7×106+4,22×106+40×106+56×106=212,92×106 $/год.
Издержки на теплосети и ЛЭП:
Иртс=0,075Kртс=0,075.40.106=3.106 $/год;
Ирлэп=0,034Kрлэп=0,034.56.106=1,9.106 $/год.
Приведенные затраты в раздельную схему:
Зр=EнKр+Икэспост+Икотпост+Ирпер+Иртс+Ирлэп=
=0,12×212,92106+4,64.106+0,31.106+(105,0+6,6).106+3.106+1,9.106=147,0.106 $/год
.7 Выбор
оптимального состава оборудования
Оптимальным, т.е. более предпочтительным для строительства, является
вариант с наименьшими приведенными затратами. Разность приведенных затрат в
3..5% говорит о равной экономичности вариантов, в этом случае при выборе
следует учитывать дополнительные соображения (освоенность оборудования,
перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс
и др.).
Соотношение
рассчитанных приведенных затрат Зпр для двух вариантов сравнения ТЭЦ 142,12$/год
КЭС
147
106 $/год
Как
видно, наилучшим является первый вариант, приведенные затраты для него
минимальны. Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов
оборудования по NPV.
.8 Расчёт
NPV
.8.1 Расчёт исходных данных для вычислений на компьютере
1.8.1.1 Комбинированная схема выработки тепла и
электроэнергии
Стоимость основных фондов:
Сбоф=KТЭЦ=220,9 млн. $
Ликвидная стоимость основных фондов:
Слоф=0,05×Сбоф=0,05×220,9= 11,05 млн. $
Сроки ввода оборудования в эксплуатацию, а также распределение
капитальных вложений в строительство ТЭЦ представлено в таблице 1.5..
Таблица 1.5. - Ввод агрегатов и распределение капвложений по годам
|
Ввод агрегатов по годам
|
Распределение капвложений по годам, %
|
|
II
|
III
|
IV
|
V
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
|
1
|
1
|
1
|
-
|
50
|
25
|
20
|
-
|
Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=4,¼,28):
Прi=Цнээ×ЭТЭЦ + Цнтэ×QТЭЦ- Ипост- Ипер
+ Иа=
=30×5,57×106+20×4,985×106-14,04×106-98,58×106+8,17×106= 104,5×106 $,
где
млн. $.
Пр2=Прi/3=
104,5×106/3= 34,8×106
$
Пр3=Пр2×2=34,8×106×2=69,6×106 $
Капиталовложения
распределены следующим образом: 50% - год 0,
%
- год 1, 25% - год 2. Исходя из этого капиталовложения по годам:
К0=0,38×Сбоф=0,5×220,9=110,45 млн.$
К1=0,27×Сбоф=0,25×220,9= 55,22 млн.$
К2=0,2× Сбоф=0,25×220,9=55,22 млн.$
К4....28=
0 млн.$
К28=
-Слоф= -11,05 млн. $
Расчётный
срок работы оборудования Т=100/Ра=100/3,7=28 лет.
Раздельная схема выработки тепловой и электроэнергии
Стоимость основных фондов:
Сбоф=ККЭС+Ккот=112,7×106+4,22×106= 116,92 млн.$
Ликвидная стоимость основных фондов:
Слоф=0,05×Сбоф=0,05×116,92= 5,846 млн. $
Пусть первая турбоустановка введена в работу на второй год, вторая,
третья - на третий, четвёртая - на четвёртый год строительства. Сроки ввода
оборудования в эксплуатацию, а также распределение капитальных вложений в
строительство ТЭЦ представлено в таблице 1.6.
Таблица 1.6.- Ввод агрегатов и распределение капвложений по годам (КЭС)
|
Ввод агрегатов по годам
|
Распределение капвложений по годам, %
|
|
II
|
III
|
IV
|
V
|
I
|
II
|
III
|
IV
|
|
1
|
1
|
1
|
-
|
50
|
25
|
25
|
-
|
Строительство котельной велось параллельно строительству КЭС.
Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=4,¼,32):
Прi=Цнээ×ЭКЭС + Цнтэ×Qкот
-
-
+
=
=30×4,8×106+20×708345-(5,3×106+0,31×106)-(105×106+6,6×106)+3,5×106=
=
88,9×106 $,
где
млн. $.
Пр2=Прi/3=88,9×106 /3= 29,6×106
$
Пр3=Пр2×2=29,6×106×2=59,2×106 $
Капиталовложения
по годам:
К0=0,15×Сбоф=0,15×116,92 = 17,5 млн.$
К1=0,38×Сбоф=0,38×116,92 =44,4 млн.$
К2=0,44×Сбоф=0,44×116,92 =51,44 млн.$
К3=0,03×Сбоф=0,03×116,92 =3,5 млн.$
К4¼31=0 млн.$
К32=
-Слоф= -5,846 млн. $
Расчётный
срок работы оборудования Т=100/Ра=100/3,1= 32 года.
Расчётные формулы и результаты расчётов на компьютере
Расчётная формула NPV, $:
Срок
окупаемости hокуп соответствует такому значению переменной i
при котором NPV за период от i=1..hокуп принимает
положительное значение.
Расчётная
формула рентабельности R, % :
Из
анализа графиков видно, что наиболее предпочтителен первый вариант, т.е. ТЭЦ с
составом оборудования 3хКТ-330-240. Величина NPV зависит от ставки дисконта,
складывающегося из средней годовой доходности по депозитным вкладам в банках, а
также процента риска проекта вложения валютных средств. Таким образом при
ставке дисконта, равной 10% доход проекта через 27 лет составит 548,22 млн.$,
что говорит о прибыльности проекта.
2. РАСЧЕТ
ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА
Турбина КТ-330-240 работает в блоке с прямоточным котлом ТГМП-354 и
генератором ТЗВ-320-2 УЗ.
Котел прямоточного типа с одноступенчатым промежуточным перегревом и
сверхкритическими параметрами свежего пара.
Турбина паровая с регулируемым теплофикационным отбором пара -
трехцилиндровая, одновальная (с частотой вращения ротора 3000 об/мин)
предназначена для непосредственного привода турбогенератора и отпуска теплоты
для нужд отопления.
Свежий пар от котла подводится двумя паропроводами к двум блокам СРК ВД,
а затем по четырем перепускным трубам поступает в ЦВД.
Каждый паропровод свежего пара имеет отвод, к которому подключается одно
общее пускосбросное устройство ПСУ-375 (БРОУ-25,0/0,9×580).
Отработавший в ЦВД пар по двум паропроводам холодного промежуточного
перегрева поступает во вторичный (промежуточный) пароперегреватель, где
повышается его температура за счет подвода тепла от сжигаемого топлива.
Из перемычки паропровода холодного промежуточного перегрева выполнен
обвод, к которому подсоединена редукционная установка РУ-40/13 собственных нужд
производительностью 60 т/ч.
После вторичного пароперегревателя пар по двум паропроводам горячего
промежуточного перегрева поступает к двум блокам стопорно-регулирующих клапанов
среднего давления, пройдя которое пар поступает в общую сопловую камеру ЦСД.
Две трети отработавшего в ЧСД пара по двум рессиверным трубам поступает в
двухпоточный ЦНД, а одна треть поступает в часть низкого давления ЦСД.
Пар, отработавший в части низкого давления ЦСД и пар, отработавший в ЦНД,
поступают в конденсатор турбины, где конденсируется за счет отдачи тепла
циркуляционной воде.
Конденсат отработавшего в турбине пара (основной конденсат) подается
конденсатными насосами первой ступени через БОУ, КПУ и ПНД-1 в смешивающий
ПНД-2. Из ПНД-2 конденсат конденсатными насосами второй ступени через
поверхностные регенеративные подогреватели низкого давления №№ 3,4 подается в
деаэратор 7 кгс/см2.
Из деаэратора вода забирается бустерными насосами и подается на всас
питательных насосов.
Рабочим паром турбопривода ПТН служит пар третьего отбора турбины (Р=16,8
кгс/см2, t=419 оС).
Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара для регенеративного подогрева
основного конденсата и питательной воды соответственно в ПНД 1-4 и ПВД 6-8,
питания деаэратора, привода ПТН и один регулируемый теплофикационный отбор пара
для подогрева сетевой воды в ПСГ. Отбор пара на ПСГ осуществляется из
рессиверных труб ЦНД (шестой отбор).
Конденсат греющего пара из ПНД-4 каскадно сливается в ПНД-3, а оттуда
совместно с КГП ПНД-3 сливается в ПНД-2. ПНД-2 - смешивающего типа.
КГП из ПВД-8 каскадно сливается в ПВД-7, а оттуда совместно с КГП ПВД-7
каскадно сливается в ПВД-6, а оттуда, в зависимости от нагрузки турбины, может
подаваться на деаэратор или в конденсатор.
КГП из ПСГ конденсатными насосами ПСГ может откачиваться в линию
основного конденсата за ПНД-3 или самотеком сливаться в конденсатор в
зависимости от нагрузки и качества КГП.
Рис.2.1.
Тепловая схема блока КТ-330-240
.
Котел паровой, 2.турбина паровая, 3.генератор, 4.конденсатор, 5-7. ПВД, 8-11
ПНД, 12.подогреватель сетевой воды, 13 конденсатор пара уплотнений, 14-15.
конденсатные насосы, 16. насос слива конденсата, 17. БОУ, 18.Деаэрационная
колонка повышенного давления, 19. бустерный насос, 20. питательный турбонасос,
21.пускорезервный питательный насос, 22. деаэраторный бак.
2.1
Материальные балансы пара и воды
Для
энергоблоков с прямоточным котлом полагают, что паровая нагрузка (в долях)
равна
. Доля
расхода добавочной воды в конденсатор главной турбины:
.
Протечки
из уплотнений турбины приняты равными: из первых камер стопорных и регулирующих
клапанов ЦВД и ЦСД 
; из концевых камер тех же клапанов 
; отвод пара из переднего и заднего уплотнений ЦВД 
, 
; отвод
пара из вторых камер этих уплотнений 
, 
; отвод пара из первых камер уплотнений ЦСД 
; из концевых уплотнений ЦВД, ЦСД и ЦНД и сальниковый
подогреватель СП 
.
Протечки
пара из концевых уплотнений турбопривода ПН 
.
Из
деаэратора питательной воды в предпоследние камеры уплотнений турбины и
приводной турбины направляется пар при давлении 0,1 МПа в количестве 
.
В
тепловой схеме учтены протечки воды питательного насоса: из первых камер в
деаэратор питательной воды 
. За
конденсатным насосом КН II отбирается конденсат на уплотнения питательного
насоса в количестве 
, из концевых уплотнений В ПНД-2 
.
Табл.2.1.
|
Точка
|
Пар
|
Конденсат
|
Вода
|
|
Р, кгс/см2
|
t (х), оС
|
h, кДж/кг
|
tн, оС
|
h`, кДж/кг
|
РВ, кгс/см2
|
tВ, оС
|
hВ, кДж/кг
|
|
0 0`
|
240 231,6
|
540 540
|
3322,2 3322,2
|
- -
|
- -
|
- -
|
- -
|
- -
|
|
1 П1
|
69,52 64,65
|
357 357
|
3042,1 3042,1
|
- 257
|
- 1123,7
|
- 332
|
- 278
|
- 1230
|
|
2 П2
|
43,06 40,05
|
296 296
|
2941,6 2941,6
|
- 206
|
- 883,8
|
- 335
|
- 247
|
- 1076
|
|
2’ ЦСД
|
38,23 36,89
|
540 540
|
3537,8 3537,8
|
- -
|
- -
|
- -
|
- -
|
|
3 П3
|
16,79 15,61
|
419 419
|
3294,6 3294,6
|
- 179
|
- 762,8
|
- 338
|
- 196
|
- 852,4
|
|
4 Д
|
9,04 7,00
|
335 335
|
3128,4 3128,4
|
- 164
|
- 693,3
|
- 7,00
|
- 164
|
- 693,3
|
|
5 П5
|
5,46 5,08
|
272 272
|
3005,7 3005,7
|
- 152
|
- 640,6
|
- 18
|
- 149
|
- 631,4
|
|
6 П6
|
2,42 2,29
|
226 226
|
2922,7 2922,8
|
- 105
|
- 441,3
|
- 19
|
- 122
|
- 513,3
|
|
7 П7
|
0,93 0,86
|
106 106
|
2690 2690
|
- 95
|
- 397,7
|
- 4
|
- 95
|
- 397,7
|
|
8 П8
|
0,25 0,23
|
64 (95,2)
|
2504,1 2504,1
|
- 62
|
- 263,8
|
- 5
|
- 58
|
- 246,6
|
|
К
|
0,039
|
42 (91,18)
|
2332
|
42
|
175,4
|
-
|
-
|
-
|
|
отбор на ПСГ ПСГ
|
2,42 2,29
|
188 188
|
1844,5 1844,5
|
- 124
|
- 520,8
|
- 12
|
- 120
|
- 504
|
2.2 Регенеративные подогреватели высокого давления (ПВД)
Чтобы определить распределение подогрева питательной воды по группе ПВД
используем метод индифферийной точки. Его использование предполагает
определение следующих значений:
1. подогрева воды в питательном насосе:
кДж/кг.
Энтальпия
воды за питательной установкой:
кДж/кг.
2. доли расхода питательной воды:
Т.к.
в нашем случае котел прямоточный, то принимаем 
.
3. доли расходов пара на ПВД из ЦВД турбины (протечки пара из
уплотнений не учтены):
4. внутреннего абсолютного КПД условной конденсационной турбины,
состоящей из одного ЦВД:
5. разности между энтальпией пара на входе в ЦСД и энтальпией пара
в индифферийной точке:
Определяем
параметры пара в индифферийной точке:
кДж/кг.(Р=29,3
кгс/см2 >Р3,
что
подтверждает правильность принятого распределения подогрева питательной воды
между второй и третьей ступенями).
Доля
расхода пара на ПВД-6 вычисляется по формуле:
Энтальпию
пара h03 на входе в зону конденсации ПВД-6 после пароохладителя,
включенного по схеме Виолен, определяем при 
оС при 
кгс/см2
h03=3003 кДж/кг.
Тепловой
баланс пароохладителя ПВД-6:
оС.
- конечное значение температуры питательной воды.
2.3
Питательная установка
Доля
отбора пара на приводную турбину:
, где
кДж/кг
кгс/см2
-давление в деаэраторе.
Доля
расхода пара третьего отбора турбины:
,
где
- протечки пара из концевых уплотнений турбопривода
ПН.
2.4
Деаэратор питательной воды
Уравнение
материального баланса:
.
Уравнение теплового баланса:
- эта
часть пара возвращается в турбину.
2.5
Контроль материального баланса
Считая
“по воде”, мы получили 
Произведем расчет “по пару”:
,что
допустимо.
.6
Сетевая подогревательная установка
Расход
сетевой воды:
где
Гкал/час;
Тепловой
баланс сетевого подогревателя:
-
температурный напор сетевого подогревателя
кгс/см2
.7
Подогреватели низкого давления (ПНД)
Доля
расхода пара на ПНД-4:
Т.к.
в ПНД-4 сбрасывается еще и пар из уплотнений, то получим:
Уравнение
теплового баланса для ПНД-3:
- доля
расхода пара шестого отбора.
Уравнение
материального баланса для ПНД-2:
Уравнение
теплового баланса для ПНД-2:
Подставим
в уравнение теплового баланса:
Т.к.
в ПНД-2 сбрасывается пар из концевых уплотнений турбины питательного насоса в
количестве 
, то
Уравнение
теплового баланса для ПНД-1+СП:
=0,0016
2.8
Контроль материального баланса пара и воды
Пропуск
пара в конденсатор:
Поток
конденсата из конденсатора:
Погрешность
сведения материального баланса:
, что
допустимо.
2.9
Определение расходов пара и воды
Расход
свежего пара на турбину определяем по формуле:
Погрешность
предварительной оценки расхода пара на турбину составляет:
, что
допустимо.
Удельный
расход пара на турбину:
Определяем
потоки пара и воды:
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
т/час.
3.УКРУПНЕННЫЙ
РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ
В данном расчете для котла ТГМП-354 используется в качестве топлива
природный газ, основные характеристики которого приведены в таблице 3.1.
Табл.3.1. Основные характеристики природного газа
,ккал/м3CH4,%C2H6,%C3H8,
%C4H10, %C5H12, %N2,
%CO2,
%H2S,
|
%
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8600
|
97,36
|
1,08
|
0,36
|
0,12
|
0
|
1,0
|
0,03
|
0,0
|
|
O2,%
|
H2,%
|
Плотность газа, кг/м3
|
Влагосодержание газа, г/ м3
|
|
0,02
|
0,0
|
0,712
|
0,0
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Расчётные характеристики природного газа приведены в табл. 3.2, 3.3.
Табл.3.2. Объемы воздуха и продуктов сгорания
|
Наименование
|
Обозначение
|
Размерность
|
Формула
|
Величина
|
|
Теоретический объем воздуха
|
 м3/ м30,0476×[å(m+n/4)×CmHn++0,5×(CO+H2)+1,5×H2S-O2]0,0476×[(1+4/4)×97,36++(2+6/4)×1,08+(3+8/4)×0,36+(4++10/4)×0,12+0,5×(0+0)+1,5×(0+0)]=9,57
|
|
|
|
|
Объем трехатомных газов
|
 м3/ м3 0,01(CO2+CO+H2S+åm×CmHn)0,01×(0,03+0+0+197,36+21,08+30,36+40,12+50)=1,01
|
|
|
|
|
Теоретический объем азота
|
 м3/ м3  
|
|
|
|
|
Теоретический объем водяных паров
|
 м3/ м30,01(H2S+H2++å ×С mHn+0,124×d+0,016× )0,01×(0+0+4/2×97,36+6/2×10,8++8/2×0,36+10/2×0,12+0,124×0)++0,016×9,57=2,15
|
|
|
|
|
Теоретический объем газов
|
 м3/ м3++ 7,57+1,01+2,15=10,73
|
|
|
|
Табл.3.3. Энтальпии продуктов сгорания
|
Температура, t,    
|
|
|
|
|
|
|
|
I
|
 I
|
|
|
|
100
|
1490
|
1276
|
1553,8
|
|
1681
|
|
|
200
|
3010
|
2568
|
3138
|
1585
|
3395
|
1714
|
|
300
|
|
|
|
|
|
|
|
400
|
6169
|
5213
|
6429
|
3291
|
6951
|
3556
|
|
500
|
|
|
|
|
|
|
|
600
|
9497
|
7983
|
9896
|
3464
|
10694
|
3743
|
|
700
|
|
|
|
|
|
|
|
800
|
12982
|
10859
|
13524
|
3628
|
14610
|
3916
|
|
900
|
|
|
|
|
|
|
|
1000
|
16616
|
13830
|
17307
|
3783
|
18690
|
4080
|
|
1100
|
|
|
|
|
|
|
|
1200
|
20350
|
16870
|
21556
|
|
27170
|
|
|
1300
|
|
|
|
|
|
|
|
1400
|
24118
|
19967
|
25116
|
|
27414
|
|
|
1500
|
|
|
|
|
|
|
|
1600
|
28012
|
23112
|
29167
|
|
31478
|
|
|
1700
|
|
|
|
|
|
|
|
1800
|
31979
|
26276
|
33292
|
|
35920
|
|
|
1900
|
|
|
|
|
|
|
|
2000
|
35982
|
29488
|
37456
|
|
40405
|
|
Табл.3.4. Тепловой баланс котла
|
Наименование
|
Обозначение
|
Размерность
|
Формула
|
Величина
|
|
Температура уходящих газов
|
 °С____112
|
|
|
|
|
Энтальпия уходящих газов
|
 кДж/м3Табл.3.3.1886,7
|
|
|
|
|
Избыток воздуха в уходящих газах
|
 _______1,15
|
|
|
|
|
Энтальпия присасываемо го воздуха
|
 кДж/м3Табл.3.3.382
|
|
|
|
|
Температура воздуха (присосов)
|
 °С____30
|
|
|
|
|
Температура холодного воздуха
|
 °С____30
|
|
|
|
|
Энтальпия холодного воздуха
|
 кДж/м3Табл.3.3.382
|
|
|
|
|
Потеря тепла с уходящими газами
|
 % 
|
|
|
|
|
Потеря тепла от химической неполноты сгорания
|
 % 0,5
|
|
|
|
|
Потеря тепла от механической неполноты сгорания
|
 % 0,0
|
|
|
|
|
Потеря тепла от наружного охлаждения
|
|
|
|
|
Потеря с теплом шлака
|
 % 0
|
|
|
|
|
Суммарные потери тепла в котле
|
 % 4,01+0,5+0++0,2+0=4,71
|
|
|
|
|
КПД котла (брутто)
|
 %100- 100-4,71=95,29
|
|
|
|
|
Коэффициент сохранения тепла
|
 ___ 0,998
|
|
|
|
|
Расход топлива, подаваемого в топку
|
В
|
м3/с
|
  =22,24
|
|
|
Тепло, полезно использованное в котле
|
 кДж 1048×103×(3322,2-1234,7)++938,33×103×(3537,8-2941,6)//3600=763083
|
|
|
|
|
Расчетный расход топлива
|
Вр
|
м3/с
|
 22,24
|
|
4. ВЫБОР
ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
.1 Выбор насосов
.1.1 Выбор питательного насоса
Питательный насос выбираем на расход питательной воды при максимальной
мощности ТЭЦ с запасом не менее 5 %.
т/ч.
Выбираем
питательный турбонасос ПТНА-1100-350-17 с подачей 1100 м3/ч.
Устанавливаем один питательный электронасос 50 % производительности типа
ПЭ-600-300-4, с подачей 650 м3/ч [15].
Один
резервный насос предусматривается на складе для всей станции.
Табл.4.1.
|
Параметры
|
Размерность
|
Значение
|
|
Тип
|
|
ПЭ-600-300-4
|
|
Подача
|
м3/ч
|
600
|
|
Напор
|
м (кгс/см2)
|
3290(329)
|
|
Давление на входе в насос
|
кгс/см2
|
22,3
|
|
Давление на выходе из насоса
|
кгс/см2
|
322
|
|
Мощность насоса
|
кВт
|
6110
|
|
Частота вращения
|
об/мин
|
6300
|
Табл.4.2.
|
Параметры
|
Размерность
|
Значение
|
|
Тип
|
|
ПТНА-1100-350-17
|
|
Расход пара на турбину, не более
|
т/ч
|
119,4
|
|
Давление пара перед турбиной
|
кгс/см2
|
16,4 3%
|
|
Давление пара за турбиной
|
кгс/см2
|
2,523%
|
|
Температура пара перед турбиной
|
41910
|
|
|
Частота вращения, не более
|
об/мин
|
5280
|
|
Мощность, потребляемая насосом
|
МВт
|
13
|
|
Подача насоса
|
т/ч
|
1150
|
|
Давление воды на входе в насос
|
кгс/см2
|
203%
|
|
Давление воды на выходе из насоса
|
кгс/см2
|
3503%
|
|
Температура питательной воды
|
1653%
|
|
|
КПД насоса
|
%
|
81
|
4.1.2 Выбор конденсатных насосов
1. Конденсатные насосы турбин выбираем в
минимальном количестве - 2 рабочих по 50% общей подачи с одним резервным.
Конденсатные насосы выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с
запасом:
Gкн=1,2Gкмax,
где
Gкмax - максимальный расход
пара в конденсатор.
Выбираем
насос I ступени типа КСВ-500-85 и II ступени
КСВ-500-150 [15].
Табл.4.3.
|
Параметры
|
Размерность
|
КЭН I
|
КЭН II
|
|
Тип
|
|
КСВ-500-85
|
КСВ-500-150
|
|
Производительность
|
м3/ч
|
500
|
500
|
|
Напор
|
м
|
85
|
85
|
|
Частота вращения
|
об/мин
|
985
|
1480
|
|
Мощность насоса
|
кВт
|
164
|
272
|
|
КПД
|
|
75
|
75
|
4.1.3 Выбор циркуляционных насосов
Производительность циркуляционных насосов выбираем по летнему режиму,
вследствие чего на блок устанавливаем 3 насоса: 100В-4/40-УЗ [15].
Табл.4.4.
|
Параметры
|
Размерность
|
Значение
|
|
Тип
|
|
100В-4/40-УЗ
|
|
Расход циркуляционной воды
|
м3/ч
|
12340
|
|
Напор
|
м
|
44
|
.1.4 Выбор сетевых насосов
Сетевые насосы выбираем централизованно на всю электростанцию в
количестве двух насосов, один из которых - резервный.
Табл.4.5.
|
Параметры
|
Размерность
|
Значение
|
|
Тип
|
|
СЭ-1250-70-11
|
|
Производительность
|
м3/ч
|
1250
|
|
Напор
|
м
|
70
|
4.1.5 Выбор конденсатных насосов ПСГ
Конденсатные насосы ПСГ выбираем в количестве двух типа КСВ-320-160-2,
один из которых - резервный [15].
Табл.4.6.
|
Параметры
|
Размерность
|
Значение
|
|
Тип
|
|
КСВ-320-160-2
|
|
Производительность
|
м3/ч
|
320
|
|
Напор
|
м
|
160
|
|
Максимальная температура конденсата
|
125
|
|
4.1.6 Выбор насосов охлаждения обмоток генератора
Выбираем насосы охлаждения обмоток генератора - по 2 насоса на каждый из
двух контуров охлаждения Х100-65-250Р-СД-92 [15].
Табл.4.7.
|
Параметры
|
Размерность
|
Значение
|
|
Тип
|
|
Х100-65-250Р-СД-92
|
|
Производительность
|
м3/ч
|
100
|
|
Напор
|
м
|
80
|
4.2 Выбор теплообменников
.2.1 Выбор деаэратора питательной воды
Выбираем деаэратор питательной воды с баком деаэрированной воды,
рассчитанным на пятиминутный запас воды. Выбираем деаэратор типа ДП-1000 [15].
Табл.4.8.
|
Параметры
|
Размерность
|
Значение
|
|
Тип
|
|
ДП-1000
|
|
Максимальное давление в корпусе
|
кгс/см2
|
7,0
|
|
Максимальная температура пара
|
335
|
|
|
Максимальный расход воды
|
м3/ч
|
1050
|
4.2.2 Выбор регенеративных подогревателей
Регенеративные подогреватели турбин поставляются в комплекте с турбиной и
устанавливаются без резерва [15].
Подогреватели низкого давления:
|
Характеристика
|
ПНД-1
|
ПНД-2
|
ПНД-3,4
|
|
Тип
|
ПН-550-26-2-1нж
|
ПНСВ-900-2
|
ПН-550-26-7-2нж
|
|
Поверхность нагрева, м2
|
550
|
-
|
550
|
|
Максимальное давление в трубной системе, кгс/см2
|
26
|
-
|
26
|
|
Максимальное давление в корпусе, кгс/см2
|
2,0
|
7,0
|
2,0
|
|
Максимальная температура, 400-400
|
|
|
|
|
Номинальный расход, т/час
|
750
|
750
|
750
|
Подогреватели высокого давления:
|
Характеристика
|
ПВД-6
|
ПВД-7
|
ПВД-8
|
|
Тип
|
ПВ-900-380-18-1
|
ПВ-1200-380-43-1
|
ПВ-900-380-70-1
|
|
Поверхность нагрева, м2
|
992
|
1203
|
980
|
|
Максимальное давление в трубной системе, кгс/см2
|
380
|
380
|
380
|
|
Максимальное давление греющего пара, кгс/см2
|
18
|
43
|
70
|
|
Максимальная температура пара, 420296356
|
|
|
|
|
Номинальный расход, т/час
|
950
|
950
|
950
|
|
Расход пара, т/час
|
44,7
|
106,2
|
79,5
|
|
Нагрев питательной воды, 165-190190-240240-270
|
|
|
|
4.3 Выбор дымососов и вентиляторов
Характеристика дымососов и дутьевых вентиляторов выбирается с учетом
запасов против расчетных значений: 10% по производительности и 20% по напору
для дымососов и 15% по напору для вентиляторов. Указанные запасы включают также
необходимые резервы в характеристиках машин для целей регулирования нагрузки
котла.
При номинальной нагрузке кола дымососы должны работать при КПД не ниже
90%, а вентиляторы не ниже 95% от номинального значения.
При установке на котел двух дымососов и двух дутьевых вентиляторов
производительность каждого из них выбирается по 50%.
Для регулирования работы центробежных насосов и дутьевых вентиляторов у
котлов блочных установок применяются направляющие аппараты с поворотными
лопатками в сочетании с двухскоростными электродвигателями. Учитывая все
вышесказанное, производится выбор тягодутьевых машин на основе следующих
формул:
Объемный расход воздуха и дымовых газов:
где
- из
раздела 3.
Сопротивление
воздушного (газового) тракта:
Устанавливаем
два дымососа типа ДОД-31,5 и два дутьевых вентилятора ВДН-25*2-I
|
Типоразмер
|
Производительность м3/час
|
Давление, кПа
|
Рном, кВт
|
nном, об/мин
|
Масса, т
|
КПД
|
Количество, шт
|
|
Вентиляторы дутьевые при t=30 С
|
|
ВДН-25*2-I
|
520
|
8
|
1320
|
1000
|
26,8
|
86
|
2
|
|
Дымососы
|
|
ДОД-31,5
|
725/850
|
3,2/4,35
|
790/1360
|
496
|
50,7
|
82,5
|
2
|
5.
ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО
.1 Газовое хозяйство
Тепловые электростанции снабжаются газом от газораспределительных станций
(ГРС) через газораспределительные пункты (ГРП) (рис. 5.1.) Последние вместе с
системой газопроводов составляют газовое хозяйство ТЭС. На газомазутных
конденсационных электростанциях мощностью до 1200 МВт и газомазутных ТЭЦ с
расходом пара до 4000 т/ч может быть один ГРП, а на остальных электростанциях
их количество должно быть не менее двух. Производительность ГРП на
электростанциях, где газовое топливо является основным, рассчитывается на
максимальный расход газа всеми рабочими котлами, а на электростанциях,
сжигающих газ сезонно,- по расходу газа для летнего режима ГРП размещают в
отдельных зданиях или под навесами на территории электростанции. К каждому ГРП
газ подводится по одному газопроводу (без резервного) от расположенной вне
территории электростанции ГРС Давление газа перед ГРП 0,6-1,1 МПа, а после ГРП
требуемое его значение определяется потерями давления до самого удаленного от
ГРП котла и необходимым давлением газа перед горелками и составляет обычно
0,13- 0,2 МПа.
Рис. 5.1. Схема газового хозяйства ТЭС:
I-
запорная задвижка, 2 - расходомер, 3-фильтр, 4 - регулятор давления,
5-предохранительный клапан, 6 - байпасная линия, 7 - регулятор расхода газа; 8-
импульсный отсечный быстродействующий клапан, 9 - пробковый кран.
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 устанавливают автоматические
регуляторы давления и защитные регуляторы, действующие по принципу «после
себя». Защитные регуляторы настраивают на повышенное давление по сравнению с
рабочим и при работе в расчетном диапазоне полностью открыты
В пределах ГРП и до котлов прокладка газопроводов наземная. Подвод газа
от каждого ГРП к магистрали котельного отделения и от нее к котлам не
резервируется и может выполняться однониточным. Газовый распределительный
коллектор котлов прокладывается вне здания котельного отделения.
При заполнении газом газопроводы должны продуваться им через сбросные
свечи до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа продуваться
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 выпускается в места, откуда он не
может попасть в здания и где исключена возможность его воспламенения от
какого-либо источника огня. На газопроводах устанавливается только стальная
арматура.
5.2 Мазутное хозяйство
Мазут доставляется на ТЭС главным образом по железной дороге (в отдельных
случаях - водным путем и по трубопроводам).
Основные элементы мазутного хозяйства - приемно-сливное устройство,
мазутохранилище, мазутная насосная, установки для ввода жидких присадок,
трубопроводы и арматура. На рис 5.2. показана принципиальная схема мазутного
хозяйства тепловой электростанции.
Для разогрева и слива мазута из цистерн могут применяться как сливные
эстакады с разогревом мазута «открытым» паром или горячим мазутом, так и
закрытые сливные устройства - тепляки Тип сливного устройства выбирается на
основании технико-экономического расчета.
Разогретый мазут сливается из цистерн в межрельсовые лотки, выполненные с
уклоном не менее 1%, и по ним направляется в приемную емкость, перед которой
должны устанавливаться грубый фильтр-сетка и гидрозатвор. На дне лотков
укладывают паровые трубы.
Приемно-сливное устройство рассчитывают на прием цистерн
грузоподъемностью 50, 60 и 120 т. Длину фронта разгрузки основного
мазутохозяйства проектируют, считая, что должен быть слит расчетный суточный
расход мазута (20-часовой расход всеми энергетическими котлами станции при их
номинальной производительности и 24-часовой расход всеми водогрейными котлами
при покрытии тепловых нагрузок для средней температуры самого холодного месяца).
Время разогрева и слива одной ставки не должно быть более 9 ч. Полагают также,
что мазут доставляется цистернами расчетной грузоподъемностью 60 т, при весовой
норме железнодорожного маршрута, с коэффициентом неравномерности подачи 1,2.
Принятая длина фронта разгрузки должна быть не менее 1/3 длины маршрута. Для
растопочного мазутного хозяйства электростанций с общей производительностью
котлов до 8000 т/ч длина разгрузки принимается 100 м, а при большей
производительности котлов - 200 м.
Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства должна составлять
не менее 20% вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной
емкости мазут перекачивается насосами погружного типа в мазутохранилище.
Сливаемый из установленных под разгрузку цистерн мазут должен быть перекачан не
более чем за 5 ч. В основном мазутном хозяйстве перекачивающие насосы
устанавливаются с резервом. В растопочном мазутохозяйстве приемная емкость
должна быть не менее 120 м3, откачивающие насосы не резервируются.
От нефтеперерабатывающего завода мазут на мазутохозяйство ТЭС подается по
одному трубопроводу. В отдельных случаях при обосновании допускается подача по
двум трубопроводам с пропускной способностью каждого из них, равной 50%
максимального часового расхода топлива при номинальной производительности
котлов.
В зависимости от типа мазутного хозяйства вместимость мазутохранилища
(без учета госрезерва) принимается следующей:
Рис. 5.2. Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой
электростанции:
- цистерна; 2 - лоток приемно-сливного устройства; 3 - фильтр-сетка; 4
-приемный резервуар: 5-перекачивающий насос погружного типа; 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.
Табл.5.1.
|
Мазутохозяйство
|
Вместимость резервуаров
|
|
Основное для электростанций на мазуте:
|
|
|
при доставке по железной дороге
|
На 15-суточный расход
|
|
при доставке по трубопроводам
|
На 3-суточный расход
|
|
Резервное для электростанций на газе:
|
На 10-суточный расход
|
|
Аварийное для электростанций на газе:
|
На 5-суточный расход
|
|
Для водогрейных котлов:
|
На 10-суточный расход
|
Расход натурального топлива при номинальной нагрузке:
,м3
где 
- расход топлива за 10 суток для энергетических котлов
при их 20-часовой работе; 
т/м3 - плотность мазута.
т;
м3.
Выбираем
2 резервуара вместимостью 25000 м3 каждый.
На электростанциях сооружают как металлические наземные резервуары, так и
железобетонные, обвалованные землей. В районах со среднегодовой температурой
+9°С и ниже металлические резервуары мазутного хозяйства теплоизолируют.
Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогревают циркуляционным
способом по отдельному специально выделенному контуру. Возможно применение
местных паровых разогревающих устройств. В контуре циркуляционного разогрева
мазута предусматривается по одному резервному насосу и подогревателю. Подача
насоса циркуляционного разогрева должна обеспечивать 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 водомазутной
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.
В основном и растопочном мазутохозяйствах схема подачи мазута в котельное
отделение может быть одно- или двухступенчатой в зависимости от требуемого
давления перед форсунками. Количество мазутных насосов в каждой ступени
основного мазутного хозяйства должно быть не менее четырех (в том числе по
одному резервному и одному ремонтному). Оборудование основного мазутного
хозяйства должно обеспечивать. непрерывную подачу мазута в котельное отделение
при работе всех рабочих котлов с номинальной производительностью.
В насосной основного мазутохозяйства предусматривается по одному резервному
подогревателю и фильтру тонкой очистки. Схема мазутонасосной должна допускать
возможность работы любого подогревателя и фильтра с любым насосом I и II
ступеней.
Мазут из основного мазутохозяйства подается к котлам по двум магистралям,
рассчитанным каждая на 75% номинальной производительности с учетом
рециркуляции. Из растопочного мазутохозяйства мазут поступает в котельное
отделение по одному трубопроводу, пропускная способность которого выбирается с
учетом общего количества и мощности агрегатов (энергоблоков) на электростанции
и режима ее работы в энергосистеме. При этом загрузка одновременно
растапливаемых котлов не должна превышать 30% их номинальной
производительности, а число таких котлов на ТЭЦ не должно превышать двух
наиболее крупных котлов.
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, как правило, наземная. Мазутопроводы,
проложенные на открытом воздухе и в холодных помещениях, должны иметь паровые
или другие обогревательные спутники в общей с ними изоляции. На вводах
магистральных мазутопроводов внутри котельного отделения, а также на отводах к
каждому котлу должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным электрическим
и механическим приводами, расположенными в удобных для обслуживания местах.
Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазутопроводах
должна быть установлена запорная арматура на расстоянии 10-50 м от
мазутонасосной.
6. СИСТЕМА
ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
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.
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.
Рис.6.1. Устройство градирни
1. Градирня
2. Разбрызгивающее устройство
. Вытяжная башня
. Сборный бассейн
. Конденсатор
. Место ввода добавочной воды
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.
Расход охлаждающей воды для турбин 3хКТ-330-240 составляет 90000 м3/ч.
Охлаждение воды в градирне происходит за счет ее испарения, эта величина
составляет 1,5 ¸ 2 % от расхода воды через градирню.
Табл.6.1.
|
№
|
Потребители технической воды электростанции
|
Расход циркводы на один блок
|
|
|
%
|
м3/ч
|
|
1
|
Конденсация пара в конденсаторах турбин.
|
100
|
90000
|
|
2
|
Охлаждение водорода, воздуха, статора электрогенераторов и
крупных электродвигателей.
|
3
|
2700
|
|
3
|
Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов.
|
1
|
900
|
|
4
|
Охлаждение масла турбоагрегата и питательных насосов.
|
2
|
1800
|
|
5
|
Восполнение потерь и утечек пароводяного тракта
электростанции и тепловых сетей.
|
|
178,395
|
|
Всего
|
|
95578,395
|
Основной характеристикой градирни является плотность орошения - это отношение
расхода циркулирующей воды к площади поперечного сечения оросителя
-
плотность орошения, принимаем =8 м3/(м2/ч).
Определив
количество циркулирующей воды 
, и
задавшись площадью орошения можно
оценить общую площадь оросителя, необходимую для охлаждения данного количества
воды.
м2.
Исходя
из условия, что на ТЭЦ устанавливается не менее двух градирен, принимаем 2
башенные градирни с площадью орошения 6400 м2 каждая
(производительность 30500-50000 м3/ч, высота 110 м, основание 87 м,
устье 55м).
Потери
в градирнях:
на
испарение
Рисп
м3/ч;
на
унос
Рун
м3/ч;
на
продувку
Рпр
м3/ч;
Исходя из потерь, рассчитывается количество добавочной воды в системе
охлаждения:
Р доб= Р пр+Р ун+Р исп=
238,9+59,7+95,6=394,2 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 центральную насосную
станцию. Охлажденная вода после градирни самотеком по железобетонным каналам
поступает на всас циркуляционных насосов. Их установка обеспечивает работу
насосов под заливом. На насосной станции применяют центробежные насосы,
создающие давление воды в 2,3 МПа. Исходя из условия, что на каждый блок
ставится по 2 циркуляционных насоса (без резервного), выбираем 6 насосов
ОПВ2-110
подача 18000 м3 /ч.
напор 15 м
мощность 1000 кВт
КПД 86%
7.
ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ
станция электрический тепловой
7.1 Исходные данные
Водоподготовительная установка проектируется для отопительной ТЭЦ с
котлами 3хТГМП-354. В качестве источника принята вода со следующими
показателями.
Показатели качества воды приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1
|
Показатель
|
Значение
|
|
Жесткость общая, мг-экв/л
|
3,2
|
|
Жесткость карбонатная, мг-экв/л
|
3,0
|
|
Жесткость некарбонатная, мг-экв/л
|
0,2
|
Пересчитаем показатели содержания ионов и окислов в мг-экв/кг и
результаты расчета сведем в таблицу 7.2.
Пересчет показателей качества исходной воды Таблица 7.2.
|
Тип иона
|
Содержание в мг/кг
|
Эквивалент
|
Содержание в мг-экв/кг
|
|
Ca2+
|
42,7
|
20,0
|
2,1
|
|
Mg2+
|
13,1
|
12,0
|
1,1
|
|
Na+
|
3,96
|
23,0
|
0,17
|
|
 183,061,03,0
|
|
|
|
|
 12,648,00,26
|
|
|
|
|
 3,735,50,1
|
|
|
|
|
 0,3620,005
|
|
|
|
|
 ---
|
|
|
|
|
 13,038,00,34
|
|
|
|
7.2 Выбор схемы ВПУ, её эскизное изображение
Выбор конкретной схемы ВПУ производится в зависимости от качества
исходной воды, типа котлоагрегатов, требований, предъявляемых к качеству воды.
На КЭС и отопительных ТЭЦ восполнение потерь питательной воды
производится обессоленной водой, если среднегодовое суммарное содержание
анионов сильных кислот исходной воды менее 5 мг-экв / кг (суммарное содержание
анионов сильных кислот:
мг-экв/кг)
0,36< 5 мг-экв /
кг
На электростанциях с прямоточными котлами применяют трёхступенчатое
обессоливание.
Водоподготовительные установки включают предочистку и ионитную часть.
Предочистка состоит из осветлителей и осветлительных фильтров и служит для
удаления из обрабатываемой воды грубодисперсных, коллоидных и частично
молекулярнодисперсных веществ. Ионитная часть схемы служит для полного удаления
молекулярнодисперсных веществ.
Т.к. Жк исходной воды Жк=3,0 > 2 мг-экв/ кг, то предочистка включает коагуляцию сернокислым
железом FeSO4 +Ca(OH)2
c известкованием в осветлителе с последующим осветлением в осветлительных
фильтрах.
Коагуляция при известковании является процессом, улучшающим формирование
осадка и протекания процесса удаления примесей. В качестве коагулянта
используется железный купорос FeSO4´7H2O. При введении в воду, наряду с известью, железного купороса
происходит его гидролиз, т.е. окисление растворенным в воде кислородом и
образование гидроокиси железа.
Коагулянт образует нерастворимый осадок, имеющий пористую поверхность.
Если вместе с коллоидными веществами в воде имеются взвешенные грубодисперсные
частицы (глина, ил, песок), то образовавшиеся хлопья окоагулированных коллоидов
обволакивают эти взвешенные частицы и вместе с ними выпадают в осадок.
Обработанная в осветлителе вода даже при нормальной работе осветлителя
содержит какое-то количество механических примесей, находящихся в форме
взвешенных, различной степени дисперсности, остатков процесса коагуляции и
известкования. Для улавливания этих примесей служат механические фильтры.
Принцип работы фильтров основан на механическом улавливании засыпанным в
фильтр материалом нерастворимых примесей фильтруемой воды. В механических
фильтрах в качестве фильтрующего материала применяется дробленый антрацит.
a) Жесткость остаточная: Карбонатная ЖКост=0,7 мгэкв/кг;
Некарбонатная ЖНКост=ЖНКисх+КFe=0,2+0,5=0,7 мгэкв/кг; КFe=0,5 мгэкв/кг - доза коагулянта Общая
ЖОост=0,7+ЖНКост+КFe=0,7+0,2+0,5=1,4 мгэкв/кг
b) Щелочная остаточная:
Щост=0,7+аизв=0,7+0,35=1,05 мгэкв/кг, где аизв-избыток
извести при известковании исходной воды. Принимаем аизв=0,35
мгэкв/кг.) Концентрация сульфат-ионов: SO42-ост=
SO42-исх + КFe=0,26+0,5=0,76
мгэкв/кг) Концентрация Cl- не
изменится
e) Концентрация
SiO32-ост=0,6 SiO32-исх=0,60,34=0,2
мгэкв/кг.
Далее вода проходит осветлительные фильтры, где её показатели качества не
изменяются.
Дальнейшая обработка воды проводится на ионитной части ВПУ. На
проектируемой ТЭЦ планируется установка прямоточных котлов, таким образом,
обработку воды нужно проводить по схеме трехступенчатого обессоливания, которая
включает в себя первую ступень Н-катионирования, слабоосновное анионирование,
декарбонизацию, вторую ступень Н-катионирования, сильноосновное анионирование,
и третья ступень - ФСД. ( Н1-А1-Д-Н2-А2-ФСД).
Н-катионирование воды.
В
процессе Н-катионирования вода умягчается за счет удаления из нее катионов, в
том числе и катионов жесткости. Фильтрат представляет собой смесь сильных и
слабых кислот. Анионный состав воды изменится за счет распада бикарбонатных
анионов 
с выделением свободной угольной кислоты 
. За счет этого солесодержение воды снизится.
Na-катионирование
воды.
В
процессе Na-катионирования вода также умягчается. Фильтрат
содержит только натриевые соли, которые не являются накипеобразователями.
Однако к недостатком данного процесса можно отнести то, что анионный состав
воды остается без изменения. Кроме того, происходит увеличение солесодержания
обработанной воды.
OH-анионирование
воды.
При
OH-анионировании воды обменный анион 
хорошо поглощает анионы в кислой среде. При
анионировании воды необходимо учитывать такое свойство анионитов как
основность.
В
данной схеме на фильтре А1, загруженным низкоосновным анионитом,
происходит удаление анионов сильных кислот.
Фильтр
А2 , загруженный высокоосновным анионитом, задерживает проскоки
сильных анионов, но служит, главным образом, для удаления анионов слабых
кислот.
Выделившаяся
из бикарбонатов свободная углекислота удаляется в декарбонизаторе.
ФСД
предназначен для глубокого обессоливания и обескремнивания добавочной воды.
a. На ионитной части начальным является фильтр H1.
В этом фильтре удаляются катионы Ca2+, Mg2+ и Na+
в количестве:
мг-экв/кг.
Жесткость
воды после Н1 составляет 0,2-0,3 мг-экв/кг.
Кислотность
воды составляет:
мг-экв/кг.
b. Первая ступень анионирования А1 (слабоосновное
анионирование):
Фильтр А1 предназначен для удаления анионов сильных кислот в
количестве
Щелочность
воды после А1 равна 0,2 мг-экв/кг.
c. После декарбонизатора содержание углекислого газа -
0,14 мг-экв/кг.
d. На фильтре Н2 удаляются катионы в количестве
0,3 мг-экв/кг и кислотность после него не выше 0,05 мг-экв/кг.
e. На фильтра А2 удаляются анионы сильных и
слабых кислот в количестве:
Количество
обессоленной воды после А2 в схеме:
Солесодержание не более 0,2 мг/кг, кремнесодержание не более 0,04 мг/кг..
ФСД глубоко удаляет из воды катионы и анионы. Качесво воды после ФСД: cолесодержание не более 0,1 мг/кг,
кремнесодержание не более 0,03 мг/кг.
Схема водоподготовительной установки ТЭЦ (рис 7.1.)
7.3 Расчет производительности ВПУ
Общая производительность установки состоит из двух потоков воды: на
прямоточные КА и на подпитку теплосети:
QВПУ=QПК+Qподп т/ч,
где расход обессоленной воды на прямоточные котлы:
QПК=0,02
+50=0,02.3.1050+50=110
т/ч;
расход
умягченной воды на подпитку теплосети:
Qподп=0,02
=0,02.3.800=48
т/ч.
7.4 Расчет схемы ВПУ
.4.1 Расчет и выбор фильтров ионитной части ВПУ
Расчёт схемы ВПУ начинают с конца технологического процесса, то есть, в
нашем случае с фильтра ФСД. Для определения числа и размеров фильтров
необходимо знать расход воды на данную группу фильтров и качество этой воды.
В данном случае расход воды на фильтре ФСД будет равен количеству воды на
подпитку прямоточных котлов, а на Na-фильтр - Qподп -
подпитка теплосети .
На последующие группы фильтров количество воды будет определяться
производительностью установки плюс расход воды на собственные нужды
рассчитанной группы фильтров.
Необходимая площадь фильтрования:
,м2,
где
Q - производительность фильтров без учета расхода воды
на их собственные нужды, м3/ч;
w - скорость фильтрования, м/ч.
Число
установленных фильтров одинакового диаметра принимается не менее трех.
Необходимая
площадь фильтрования каждого фильтра:
f=F/m=2,2/3=0,73
, м2,
По
вычисленной площади определяем диаметр фильтра и по справочным данным принимаем
ближайший больший стандартный.
1,01 м,
Из
таблицы 7[5] выбираем больший стандартный фильтр ФИСДВР-2,0-0,6 (высота
фильтрующей загрузки h=1,95м, диаметр фильтра dст=2,0м), тогда площадь фильтра пересчитывается с учетом
изменения диаметра:
fcm=
dcm2/4=3,1422/4=3,14,
м2
Продолжительность
фильтроцикла каждого фильтра для (m-1) фильтров, т.е. при при одном
резервном или ремонтном, определяем:
Для
ФСД:
Ти=104.
fcm.(m-1)
h/Q=104 3,14 2 1,95/110=1113 ч,
Где
Тu - полезная продолжительность фильтроцикла, ч;
-
суммарное содержание катионов или анионов в воде, поступающей на фильтр,
мг-экв/кг;
Q -
производительность фильтров, м/ч;
h - высота слоя
ионита, м;
fcm -
сечение фильтра, м2(стандартного);
m - число
фильтров;
Количество
регенераций в сутки:
n=24/(T+t)=24/(1113+4)=0,0215
где
t - продолжительность операций, связанных с
регенерацией t=4ч для ФСД,
Объем
ионитных материалов КУ-2 и АВ-17-8:
Расход
воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров:
gcнА= 
Pu.n/24=9,8130,0215/24=0,11 , м3/ч,
где
Pu - удельный расход на собственные нужды фильтров, м3/м3
ионита(Pu=13 м3/м3 из табл.11[5]).
gcнК= Pu.n/24=9,814,50,0215/24=0,12 , м3/ч,
Расход
Н2SO4 на
регенерацию одного фильтра:
Gp100=b.
вл =703,06=214,2
кг,
Gpтехн= Gp100.100/с
=214,2100/75=285,6 кг,
Где
b - удельный расход химреагентов , кг/м3
с
- содержание активно действующего вещества в техническом продукте, % (СNaOH=42%, СH2SO4=75%, CNaCl=95%).
Суточный
расход химических реагентов на регенерацию группы одноименных фильтров:
Gpсут= Gp100 mn=214,2 3 0,0215=13,8
кг,
Gp
суттехн =Gpтехн mn=285,6 3 0,0215=18,4
кг.
Расход
NaOH на регенерацию анионита:
Gp100=b.вл =1003,06=306
кг,
Gpтехн= Gp100.100/с
=306100/42=728 кг,
Gpсут= Gp100 mn=306 3 0,0215=19,7
кг,
Gp
суттехн =Gpтехн mn=728 3 0,0215=47
кг.
Часовой
расход воды, который должен быть подан на следующую раcсчитываемую
группу фильтров:Qбр=Q+qсн=110+0,11+0,12=110,23, м3/ч.
Результаты дальнейшего расчета приведены в таблице 7.3.
Таблица 7.3. - Результаты расчета фильтров ФСД, H1, H2, A1, A2, Na.
|
Показатель и его размерность
|
ФСД
|
А2
|
Н2
|
А1
|
Н1
|
Na
|
|
Производительность Q, м3/ч
|
110
|
110,23
|
112,87
|
114,43
|
118,53
|
48
|
|
Скорость фильтрования w, м/с
|
50
|
20
|
50
|
15
|
30
|
30
|
|
Необх. площадь фильтрования каждого фильтра,  , м2/м2      
|
|
|
|
|
|
|
|
Диаметр каждого фильтра,  , м/м     
|
|
|
|
|
|
|
|
Необх. площадь фильтрования F, м2
|
2,2
|
5,5
|
2,26
|
7,63
|
4
|
1,6
|
|
Число фильтров m, шт
|
3
|
3
|
3
|
3
|
3
|
3
|
|
Тип фильтра
|
ФИСДВР-2,0-0,6
|
ФИПаII-2,0-0,6
|
ФИПаII-1,0-0,6
|
ФИП-I-2,0-0,6
|
ФИП-I-1,5-0,6
|
ФИП-I-1,0-0,6
|
|
Высота фильтра h, м
|
1,95
|
1,5
|
1,5
|
2,5
|
2,0
|
1,0
|
|
Продолжит. фильтро-цикла Tu, ч
|
1113
|
75,4
|
18,5
|
127
|
22
|
32,7
|
|
Кол-во регенераций в сутки n, раз
|
0,0215
|
0,31
|
1,2
|
0,19
|
1,02
|
0,7
|
|
Тип ионита
|
AB-17-8 и КУ-2
|
АВ-17-8
|
КУ-2
|
АН-31
|
КУ-2
|
КУ-2
|
|
Рабочая обменная ёмкость ep, м3/м3
|
-
|
300
|
400
|
800
|
650
|
700
|
|
Сумма ионов, удаляемых на фильтре  , мгэкв/кг-0,340,30,8651,771,4
|
|
|
|
|
|
|
|
Суммарный объем ионита во влажном состоянии, м3
|
9,18 9,18
|
14,1
|
2,4
|
23,55
|
10,6
|
4,71
|
Расход
воды на собственные нужды 
, м3/ч0,12
|
0,112,641,564,14,731,06
|
|
|
|
|
|
|
|
Удельный расход воды на собственные нужды фильтров, Pu, м3/м3
|
14,5 13
|
14,5
|
13
|
21,8
|
10,5
|
7,7
|
Расход
100%-го реагента на одну регенерацию 
, кг214,2
|
30656535,3392,5212,4175,84
|
|
|
|
|
|
|
|
Удельный расход реагентов b, кг/м3
|
70 100
|
120
|
45
|
50
|
60
|
112
|
|
Содержание активно действующего вещества в техническом
продукте С
|
42 75
|
42
|
75
|
42
|
75
|
95
|
Расход
технического реагента на одну регенерацию 
, кг728
|
285,61345,747,1934,5283,2185,1
|
|
|
|
|
|
|
Суточный
расход 100%-го реагента на одну регенерацию 
, кг19,7
|
13,8525,6127223,7650369,3
|
|
|
|
|
|
|
Суточный
расход технического реагента на одну регенерацию 
, кг47
|
18,41251,5169,6532,7866,6388,7
|
|
|
|
|
|
|
|
Часовой расход воды, подаваемый на группу Qбр, м3/ч
|
110,23
|
112,87
|
114,43
|
118,53
|
123,26
|
49,06
|
7.4.2 Расчет и выбор осветлительных фильтров
Производительность осветлительных фильтров:
=123,26+49,06=164,32
м3/час.
Определим
необходимую площадь фильтрования:
-количество
фильтров.
Для
осветительных фильтров w=5-10м/ч, принимаем w=7м/ч.
Выбираем
1 фильтр трехкамерный типа ФОВ-3к-3,4-0,6 с dст=3,4 м
Пересчетная
площадь с учетом изменения диаметра:
Расход
воды на взрыхление, промывку и отмывку ОФ:
где
fост-сечение
осветлительного фильтра, м;
i -
интенсивность взрыхления фильтра, загруженного антрацитом, 12м/см2;
tотм - продолжительность отмывки , 10 мин;
n0-число промывок каждого фильтра в сутки (1-3),
принимаем n0=2.
Производительность
брутто:
Q0бр=Q0+
=164,32+14,075=178,395 м3/ч.
Действительная
скорость фильтрования:
w0m-1<w0доп=10
м/ч
Нет необходимости в установке резервного фильтра.
.4.3 Расчет и выбор осветлителей
Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110%
расчетного расхода осветленной воды, при этом устанавливается не менее двух
осветлителей.
Емкость каждого осветлителя:
где
Q0-полная
производительность всей установки, м3/ч;
-
продолжительность пребывания воды в осветлителе 1-1,5ч, принимаем =1,2ч.
Выбираем
осветлители типа ВТИ-160 (V=160 м3, геометрический объем 236 м2,
диаметр 7000 мм, высота 12247 мм).
Необходимое
количество реагентов при коагуляции и известковании:
Расход
коагулянта FeSO4×7H2O в сутки:
гдеЭк
- эквивалент безводного коагулянта (FeSO4 - 75,16)
Кк
- доза коагулянта , мг-экв/кг (Кfe=0,5) ;
Расход технического коагулянта:
GКтехн=GK100/c=160,9.100/45=357,6 кг/сут
Где с-процентное содержание коагулянта в техническом продукте, с=47-53%,
принимаем с=45%.
Расход ПАА в сутки:
.
гдеdПАА
- доза полиакриламида , равная 0.2-1.8 мг/кг, принимаем dПАА=1,5мг/кг
Расход извести Са(ОН)2 в сутки:
где 37,05 - эквивалент Ca(OH)2
;и - доза извести , мг-экв/кг ;
dи=Жкисх+Жmgисх+Кк+aизв=3,0+1,1+0,5+0,35=4,95 , мг-экв/кг;
где aизв-избыток извести, aизв=0,35мгэкв/кг.
.4.4 Выбор декарбонизатора
Т.к. в схеме ВПУ декарбонизатор расположен после фильтра Н2,
то его выбор производим по расходу воды на этот фильтр - 112,87 м3/ч.
Следовательно выбираем декарбонизатор: Q=125 м3/ч, d=1,63 м (табл. 1.2[5]).
7.5 Описание компоновки оборудования
Т.к. мощность рассчитанной ВПУ составляет 123,26 м3/ч, что
меньше 400 м3/ч, то целесообразно выбрать коллекторную схему
компоновки оборудования.
Исходная вода подается из общего коллектора каждому фильтру данной
ступени. Фильтрат собирается также в общий коллектор и отводится на следующую
ступень обработки воды. Такая схема универсальна, обладает высокой гибкостью и
адаптивностью, надежна, экономична с точки зрения капитальных затрат металла и
ионитов, имеет более простые алгоритмы управления при автоматизации работы
фильтров, но такая схема требует большого количества датчиков истощения, не
приспособлена для проведения совместных регенераций, что повышает
эксплуатационные расходы за счет реагентов.
Предусматривается возможность дальнейшего расширения ВПУ. Вне здания
устанавливаются осветлители, промежуточные баки, декарбонизаторы. Эти установки
имеют тепловую изоляцию, баки имеют дополнительный подогрев обратной водой
тепловой сети. Вся запорная и регулирующая арматура этих установок размещается
внутри здания.
В помещении ВПУ предусмотрена комната площадью 85 м3 для
ремонтных работ и восстановления химических покрытий.
Для хранения химреагентов и материалов на ТЭЦ имеется склад,
оборудованный устройствами для механизированной выгрузки, транспортировки и
приготовления реагентов и их растворов. Предусматриваются специальные помещения
и ёмкости для хранения реагентов. Для хранения кислот и щелочей установлено по
два бака для каждого реагента, для остальных - по одному. Склад обеспечивает
запас химреагентов на 15 суток.
.6 Водно-химический режим прямоточных котлоагрегатов
Водно-химический режим электростанции должен обеспечивать работу
теплосилового оборудования без повреждений и снижения экономичности, вызванных
образованием накипи, отложений на поверхностях нагрева, шлама в котлах и тракте
питательной воды, коррозии внутренних поверхностей теплоэнергетического
оборудования, отложений в проточной части паровых турбин.
Для обеспечения надежной работы на ТЭЦ применяется
нейтрально-окислительный водно-химический режим.
К основным мероприятиям по поддержанию нормируемых показателей ВХР
энергоблоков ТЭС относятся: предпусковые промывки оборудования; проведение
эксплуатационных промывок оборудования; консервация оборудования во время
простоя обессоливание и обескремнивание добавочной воды; обезжелезивание и
обессоливание основного конденсата турбин; обеспечение достаточной
герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды; тщательное
уплотнение конденсатных насосов, арматуры и фланцевых соединений трубопроводов,
находящихся под разрежением; антикоррозионное покрытие оборудования и
применение коррозионностойких материалов; введение в пароводяной цикл
корректирующих химических реагентов; автоматическая дозировка добавок,
корректирующих водный режим.
7.7 Нормы качества воды и пара
Нормы качества пара приведены в таблице 7.4.
Таблица 7.4.Нормы качества пара прямоточных котлов сверхкритического
давления
|
Нормируемый показатель
|
Значение
|
|
Соединение натрия, мкг/кг, не более
|
5
|
|
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более
|
15
|
|
Удельная электропроводимость H-катионированной пробы, мкСм/см, не более
|
0,3
|
|
Значение pH , не
менее
|
7,5
|
Нормы качества питательной воды приведены в таблице 7.5.
Таблица 7.5. Нормы качества питательной воды прямоточных котлов
сверхкритических параметров
|
Нормируемый показатель
|
Значение
|
|
Общая жесткость, мкг-экв/кг, не более
|
0,2
|
|
Соединения натрия, мкг/кг, не более
|
5
|
|
Кремниевая кислота, мкг/кг, не более
|
15
|
|
Соединения железа, мкг/кг, не более
|
10
|
|
Соединения меди, мкг/кг, не более
|
5
|
|
Удельная электрическая проводимость H-катионированной пробы воды,
мкСм/см, не более
|
0,3
|
|
Вещества, экстрагируемые эфиром, мкг/кг, не более
|
0,1
|
.8 Характеристика конденсатов и схемы их очистки
.8.1 Виды конденсатов
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.
.8.2 Очистка конденсатов
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.
Очистка турбинного конденсата на БОУ
Схема БОУ должна осуществлять очистку всего потока конденсата от
взвешенных и растворенных примесей, иметь высокую единичную производительнсть,
оптимальные скорости фильтрования на фильтрах.
Очистка конденсата сводится к двум стадиям: очистка от грубодисперсных
примесей, очистка от ионных примесей.
Очистка от грубодисперсных примесей осуществляется в H-катионитных фильтрах, загруженных
катионитом КУ-2. Эффективность очистки от продуктов коррозии составляет 50-70%
, кроме того, такие фильтры практически полностью удаляют катионы жесткости из
конденсата.
Для очистки от ионных примесей используют фильтры смешанного действия с
выносной регенерацией, позволяющие выдерживать высокие скорости фильтрования.
Поэтому в состав БОУ входят также фильтры регенераторы.