Разработка принципиальной тепловой схемы блока теплоэлектростанции

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

https://

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время 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.

1. ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СТАНЦИИ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1 Величины тепловых нагрузок

Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин [6] приведена в таблице 1.1:

Таблица 1.1. - Величины отборов турбин.

Тип турбоагрегата	Количество	Q_ТФО, Гкал/ч
КТ-330-240	3	43

Количество теплоты, отдаваемое тепловому потребителю на теплофикацию из отборов турбин:

Qчтфо=3Qтфо,кт-330 =343=129 Гкал/ч .

Принимаем коэффициент теплофикации: aтф=0,65. [6]

Общее количество теплоты, отпускаемой от ТЭЦ на теплофикацию :

QТЭЦтф=Qчтфо/aтф=1290,65= 198,5 Гкал/ч ;

1.2 Обоснование тепловых нагрузок

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем _тс=0,95. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет [6]:

для отопления и вентиляцииq_ОВ^ГОД=13,1 Гкал/годчел;h_ОВ^MAX=2500 час.

для горячего водоснабженияq_ГВ^ГОД=8,1 Гкал/годчел;h_ГВ^MAX=3500 час.

час.

тогда число жителей определяем как:

жителей.

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

Гкал/год.

горячее водоснабжение

Гкал/год.

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

Гкал/год.

Максимальная часовая нагрузка:

Гкал/час

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

Гкал/год.

1.3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 3КТ-330-240 и 3ТГМП-354.

1.4 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:

Qпвк=Qтэцтф-Qтэцтфо=198,5-129= 69,5 Гкал/ч .

n=Q^ПВК100=69,530=2,3

Принимаем 3 пиковых водогрейных котлов типа КВТК-30 производительностью по 30 Гкал/ч.[6].

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

Рассмотрим вариант состава основного оборудования ТЭЦ: 2хКТ-330-240;

Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2. - Капиталовложения в основное оборудование

Тип оборудования	Затраты на 1 оборудования (млн. $)
	головной	последующий
Турбина КТ-330-240 + Котел ТГМП-354	95,6	59,8
КВТК-30	-	1,9

Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем среднюю протяжённость тепловых сетей lТС=15км, а ЛЭП - lЛЭП=15км.

Удельные капиталовложения: в тепловые сети - k_ТС=410⁶ $/км [6] ,

в ЛЭП - k_ЛЭП=0,5610⁶ $/км.

Полные капиталовложения:

в ТС - K_ТС= k_ТС l_ТС=410⁶15=6010⁶$,

в ЛЭП - K_ЛЭП= k_ЛЭП l_ЛЭП=0,5610⁶15=8,410⁶$.

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

=К^головн+ 2 К^посл+ 3К^ПВК=95,6+259,8+31,9=220,9 млн. $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

млн.$/МВт ;

1.5.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Определим годовой расход топлива для первого варианта состава оборудования.

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов (см. таблицу 1.3.)[6].

Таблица 1.3. - Энергетические характеристики турбины КТ-330-240, МВт/МВт.

Турбина		r	W_ТХО	W_ТФО	c	а
КТ-330-240	1,98	1,32	-	0,538	9,9	39,6

Qтгод=aT+rкNтh-Эт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо ;

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

Где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;

c - потери в отборах,МВт;

T - число часов работы турбины в году, ч/год;

h - годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;

rк - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;

Wтхо -удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;

Wтфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Принимаем [6]:

T=6300 ч/год; h=5800 ч/год; hтфо=3500 ч/год.

Эткт-330=0,538.50.3500-40,7.6000=602520 МВт-ч/год ;

Qтгод 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)=5,5710⁶МВт-ч/год.

Общая потребность в теплоте от паровых котлов:

Qка=1,02Qт=1,0234,1510⁶=12,6910⁶МВт-ч/год;

Годовой расход условного топлива на паровые котлы:

Bка=Qка/(_КАК_П)=12,69106/(0,953.8,14)=1,64106 т у.т./год ,

гдеKп=7 Гкал/т у.т.=8,14 МВт-ч/т у.т.

Расход топлива на ПВК:

Bпвк=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:

Bтэц=Bка+Bпвк=1,64106+3127,3=1,643.106 т.у.т./год .

1.5.3 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

Постоянные издержки:

И_пост=1,3(1,2К_ТЭЦР_а/100+k_штN_ТЭЦз_сг),

гдеР_а =3,7 % - норма амортизации [6],

з_сг=2500 $/год - заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,4 чел./МВт - штатный коэффициент [6],

И_пост=1,3(1,2220,9 10⁶3,7/100+0,49902500)= 14,0410⁶ $/год

Переменные издержки:

И_пер=В_ТЭЦЦ_тут=1,64310⁶60= 98,5810⁶ $/год,

гдеЦ_тут=60 $/тут - цена тонны условного топлива.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

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

гдеИ_ТС= 0,075К_ТС=0,07560=4,510⁶ $/год,

И_ЛЭП=0,034К_ЛЭП=0,0348,4=0,285610⁶ $/год - издержки на эксплуатацию тепловых сетей и ЛЭП.

З_ТЭЦ=0,12220,9+14,04+98,58+0,12(60+8,4)+4,5+0,2856=142,12 млн./год

1.6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии

1.6.1 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 - K₂^К-3⁰⁰= 33,6 млн. .

Общая мощность блоков КЭС: N_КЭС=3300=900 МВт.

Для данной мощности КЭС [6]:

Р_а =3,1 % - норма амортизации,

з_сг=2500 $/год - заработная плата, среднегодовая,

k_шт=0,45 чел./МВт - штатный коэффициент,

Эсн=3,0% - расход электроэнергии на собственные нужды.

Полные капиталовложения в КЭС:

K*кэс=K₁^К-3⁰⁰+2K₂^К-3⁰⁰=(62+233,6).106=97,6.106 $

Постоянные издержки КЭС:

Число часов использования мощности КЭС h_КЭС=5500 ч/год.

Количество электроэнергии, вырабатываемой за год:

Э_К=N_КЭСh_КЭС=9005500=4950000 МВтч/год

Отпуск электроэнергии от КЭС:

Экэс= Э_К (1-Эсн/100)= 4950000(1-3,0/100)=4,8106 МВтч/год.

Годовой расход теплоты на блок:

Qт=ah+rЭэк+r'(Э-Ээк),

Э-Ээк=bЭ_К(Nном-Nэк)/Nном,

гдеb=0,95 (принимаем) - коэффициент, учитывающий степень загрузки турбины;

Nэк=280 МВт - экономическая мощность турбины;

Nном=300 МВт - номинальная мощность турбины;

r=2,17 - относительный прирост при N_ЭК ;

r'=2,21 - относительный прирост при N>N_ЭК;

a=47,3 - расход теплоты на холостой ход.

Э-Ээк=0,954950000.(300-280)/(3300)=104500 МВтч/год

Ээк=N_ЭКh_КЭС=280.5500=1540000 МВтч/год

Qт=47,35500+2,171,54.106+2,21104500=3832895 МВтч/год =

= 3304219,8 Гкал/год

Годовой расход топлива на 1 блок:

Bгодбл=Qт/(hкаKп)+Bnn=3,83.106/(0,93.8,14)+606+952=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:

В_КЭС=3В_бл=30,51.106 =1,5310⁶ тут/год

Удельный расход топлива на электроэнергию:

b_ээ=В_КЭС/Э_КЭС=1,53/4,8=0,32 тут/(МВтч) =0,32 кг у.т./(кВтч)

Переменные годовые издержки КЭС:

И*^КЭС_пер=B _КЭСЦ_тут=1,5310⁶60= 91,810⁶ $/год

Доля капиталовложений в КЭС, учитываемая при сравнении:

К_КЭС=К*_КЭСN_ТЭЦ/N_КЭС=97,6.106 1,05990/900=112,7 млн.

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

Доля условно-постоянных издержек КЭС, учитываемая при сравнении:

И^КЭС_пост= И*^КЭС_пост N_ТЭЦ/N_КЭС= 4,6410⁶1,04990/900=5,3 млн./год,

где=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 N_ТЭЦ/N_КЭС=91,810⁶ 1,04990/900= 105,0 млн./год

1.6.2 Котельная

Выбираем для отпуска тепла с горячей водой водогрейные котлы КВТК-180. Число водогрейных котлов определим как n=Q_ТФ/Q^н_ВК=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:

К_КОТ=К₁^КВТК-10⁰+К₂^КВТК-10⁰=(3,3+0,92)10⁶=4,2210⁶ $

Принимаем по рекомендациям [11], с учётом Q_кот, норму амортизации Р_а=3%, среднегодовая заработная плата З_сг=2000 /год, штатный коэффициент k_шт=0,25 чел/Гкал.

Постоянные издержки:

И^кот_пост=1,3(1,1К_котР_а/100+k_штQ_котз_сг)=1,3(1,14,2210⁶3/100+0,25198,52000)= 0,3110⁶ /год

Годовой расход топлива на котельную:

Bкот=(1-0,02)[Qтх/(hпкKп)+Qтф/(hвкKп)]==(1-0,02)[198,5 3500/(0,97)]=0,1110⁶ т у.т./год,

Где hпк=0,86; hвк=0,9.

Условно-переменные издержки на котельную:

И^кот_пер=В_котЦ_тут=0,1110⁶60= 6,610⁶ /год

1.6.3 Определение общих величин раздельной схемы

Капиталовложения в раздельную схему:

Kр=Kкэс+Kкот+Kртс+Kрлэп

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП: lтс=10 км; lлэп=100 км.

Удельные капиталовложения:

kтс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км;

Kртс=kтсlтс=4.106.10=40.106 $/год;

Kрлэп=kлэпlлэп=0,56.106.100=56.106 $/год;

Kр=112,7106+4,22106+40106+56106=212,92106 $/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=

=0,12212,92106+4,64.106+0,31.106+(105,0+6,6).106+3.106+1,9.106=147,0.106 $/год

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.).

Соотношение рассчитанных приведенных затрат Зпр для двух вариантов сравнения ТЭЦ 142,12$/год

КЭС 14710⁶$/год

Как видно, наилучшим является первый вариант, приведенные затраты для него минимальны. Однако, для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

1.8 Расчёт NPV

1.8.1 Расчёт исходных данных для вычислений на компьютере

1.8.1.1 Комбинированная схема выработки тепла и электроэнергии

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=K_ТЭЦ=220,9 млн. $

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05С^б_оф=0,05220,9= 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,,28):

Пр_i=Ц^н_ээЭ_ТЭЦ + Ц^н_тэQ_ТЭЦ- И_пост- И_пер+ И_а=

=305,5710⁶+204,98510⁶-14,0410⁶-98,5810⁶+8,1710⁶= 104,510⁶ $,

где млн. .

Пр₂=Пр_i/3= 104,510⁶/3= 34,810⁶

Пр₃=Пр₂2=34,810⁶2=69,610⁶ $

Капиталовложения распределены следующим образом: 50% - год 0,

25% - год 1, 25% - год 2. Исходя из этого капиталовложения по годам:

К₀=0,38С^б_оф=0,5220,9=110,45 млн.

К₁=0,27С^б_оф=0,25220,9= 55,22 млн.

К₂=0,2 С^б_оф=0,25220,9=55,22 млн.$

К_4....28= 0 млн.

К₂₈= -С^л_оф= -11,05 млн.

Расчётный срок работы оборудования Т=100/Р_а=100/3,7=28 лет.

Раздельная схема выработки тепловой и электроэнергии

Стоимость основных фондов:

С^б_оф=К_КЭС+К_кот=112,710⁶+4,2210⁶= 116,92 млн.$

Ликвидная стоимость основных фондов:

С^л_оф=0,05С^б_оф=0,05116,92= 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,,32):

Пр_i=Ц^н_ээЭ_КЭС + Ц^н_тэQ_кот --+=

=304,810⁶+20708345-(5,310⁶+0,3110⁶)-(10510⁶+6,610⁶)+3,510⁶=

= 88,910⁶ $,

где млн. .

Пр₂=Пр_i/3=88,910⁶ /3= 29,610⁶

Пр₃=Пр₂2=29,610⁶2=59,210⁶

Капиталовложения по годам:

К₀=0,15С^б_оф=0,15116,92 = 17,5 млн.

К₁=0,38С^б_оф=0,38116,92 =44,4 млн.

К₂=0,44С^б_оф=0,44116,92 =51,44 млн.

К₃=0,03С^б_оф=0,03116,92 =3,5 млн.

К₄₃₁=0 млн.

К₃₂= -С^л_оф= -5,846 млн.

Расчётный срок работы оборудования Т=100/Р_а=100/3,1= 32 года.

Расчётные формулы и результаты расчётов на компьютере

Расчётная формула NPV, :

Срок окупаемости h_окуп соответствует такому значению переменной i при котором NPV за период от i=1..h_окуп 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-25,0/0,9580).

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

1. 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

t_н, ^оС

h^`, кДж/кг

Р_В, кгс/см²

t_В,

^оС

h_В, кДж/кг

240

231,6

540

3322,2

П1

69,52

64,65

357

3042,1

257

1123,7

332

278

1230

П2

43,06

40,05

296

2941,6

206

883,8

335

247

1076

ЦСД

38,23

36,89

540

3537,8

П3

16,79

15,61

419

3294,6

179

762,8

338

196

852,4

9,04

7,00

335

3128,4

164

693,3

7,00

164

693,3

П5

5,46

5,08

272

3005,7

152

640,6

149

631,4

П6

2,42

2,29

226

2922,7

2922,8

105

441,3

122

513,3

П7

0,93

0,86

106

2690

397,7

П8

0,25

0,23

(95,2)

2504,1

263,8

246,6

0,039

(91,18)

2332

175,4

отбор

на ПСГ

ПСГ

2,42

2,29

188

1844,5

124

520,8

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 h₀₃на 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.

2.6 Сетевая подогревательная установка

Расход сетевой воды:

где

Гкал/час;

Тепловой баланс сетевого подогревателя:

- температурный напор сетевого подогревателя

кгс/см²

2.7 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.

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/м³	CH₄,%	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/ м³	0,0476[(m+n/4)C_mH_n++0,5(CO+H₂)+1,5H₂S-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+mC_mH_n)	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/ м³	0,01(H₂S+H₂++С _mH_n+0,124d+0,016)	0,01(0+0+4/297,36+6/210,8++8/20,36+10/20,12+0,1240)++0,0169,57=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/м³	Табл.3.3.	1886,7
Избыток воздуха в уходящих газах		___	____	1,15
Энтальпия присасываемо го воздуха		кДж/м³	Табл.3.3.	382
Температура воздуха (присосов)		С	____	30
Температура холодного воздуха		С	____	30
Энтальпия холодного воздуха		кДж/м³	Табл.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		%	____	0,2
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		104810³(3322,2-1234,7)++938,3310³(3537,8-2941,6)//3600=763083
Расчетный расход топлива	В_р	м³/с		22,24

4. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Выбор насосов

4.1.1 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	16,43%
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

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:

G_кн=1,2G_км_ax,

где G_км_ax - 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

4.1.4 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

4.2.1 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,	420	296	356
Номинальный расход, т/час	950	950	950
Расход пара, т/час	44,7	106,2	79,5
Нагрев питательной воды,	165-190	190-240	240-270

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	Р_ном, кВт	n_ном, об/мин	Масса, т	КПД	Количество, шт
Вентиляторы дутьевые при t=30С
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

5.1 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:

1 -- 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

3. Вытяжная башня

4. Сборный бассейн

5. Конденсатор

6. 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.

Основные расходы воды на технические нужды станции

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

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= 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
	183,0	61,0	3,0
	12,6	48,0	0,26
	3,7	35,5	0,1
	0,3	62	0,005
	-	-	-
	13,0	38,0	0,34

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 FeSO₄7H₂O. 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 Ж_Кост=0,7 мгэкв/кг; Некарбонатная Ж_НКост=Ж_НКисх+К_Fe=0,2+0,5=0,7 мгэкв/кг; К_Fe=0,5 мгэкв/кг - доза коагулянта Общая Ж_Оост=0,7+Ж_НКост+К_Fe=0,7+0,2+0,5=1,4 мгэкв/кг

b) Щелочная остаточная: Щ_ост=0,7+а_изв=0,7+0,35=1,05 мгэкв/кг, где а_изв-избыток извести при известковании исходной воды. Принимаем а_изв=0,35 мгэкв/кг.

c) Концентрация сульфат-ионов: SO₄^2-_ост= SO₄^2-_исх + К_Fe=0,26+0,5=0,76 мгэкв/кг

d) Концентрация Cl^- не изменится

e) Концентрация SiO₃^2-_ост=0,6 SiO₃^2-_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.

f. 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:

Q_ВПУ=Q_ПК+Q_подпт/ч,

где расход обессоленной воды на прямоточные котлы:

Q_ПК=0,02+50=0,02^.3^.1050+50=110 т/ч;

расход умягченной воды на подпитку теплосети:

Q_подп=0,02=0,02^.3^.800=48 т/ч.

7.4 Расчет схемы ВПУ

7.4.1 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 - Q_подп - 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 d_ст=2,0м), тогда площадь фильтра пересчитывается с учетом изменения диаметра:

f_cm₌d_cm²/4=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:

Т_и=10⁴^.f_cm^.(m-1)h/Q?=10⁴ 3,14 2 1,95/110=1113? ч,

Где Т_u - 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;

f_cm - 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:

g_c_нА=? P_u^.n/24=9,8130,0215/24=0,11 , м³/ч,

где P_u - удельный расход на собственные нужды фильтров, м³/м³ ионита(P_u=13 м³/м³ из табл.11[5]).

g_c_нК=? P_u^.n/24=9,814,50,0215/24=0,12 , м³/ч,

Расход Н₂SO₄ на регенерацию одного фильтра:

G_p¹⁰⁰=b^._вл=703,06=214,2 кг,

G_p^техн= G_p¹⁰⁰^.100/с =214,2100/75=285,6 кг,

Где b - удельный расход химреагентов , кг/м³

с - содержание активно действующего вещества в техническом продукте, % (С_NaOH=42%, С_H₂_SO₄=75%, C_NaCl=95%).

Суточный расход химических реагентов на регенерацию группы одноименных фильтров:

G_p^сут= G_p¹⁰⁰ mn=214,2 3 0,0215=13,8 кг,

G_p_сут^техн =G_p^техн mn=285,6 3 0,0215=18,4 кг.

Расход NaOH на регенерацию анионита:

G_p¹⁰⁰=b^._вл=1003,06=306 кг,

G_p^техн= G_p¹⁰⁰^.100/с =306100/42=728 кг,

G_p^сут= G_p¹⁰⁰ mn=306 3 0,0215=19,7 кг,

G_p_сут^техн =G_p^техн mn=728 3 0,0215=47 кг.

Часовой расход воды, который должен быть подан на следующую раcсчитываемую группу фильтров:Q_бр=Q+q_сн=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 T_u, 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 e_p_, м³/м³	-	300	400	800	650	700
Сумма ионов, удаляемых на фильтре , мгэкв/кг	-	0,34	0,3	0,865	1,77	1,4
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/ч	0,12 0,11	2,64	1,56	4,1	4,73	1,06
Удельный расход воды на собственные нужды фильтров, P_u, м³/м³	14,5 13	14,5	13	21,8	10,5	7,7
Расход 100%-го реагента на одну регенерацию , кг	214,2 306	565	35,3	392,5	212,4	175,84
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 , кг	728 285,6	1345,7	47,1	934,5	283,2	185,1
Суточный расход 100%-го реагента на одну регенерацию , кг	19,7 13,8	525,6	127	223,7	650	369,3
Суточный расход технического реагента на одну регенерацию , кг	47 18,4	1251,5	169,6	532,7	866,6	388,7
Часовой расход воды, подаваемый на группу Q_бр, 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 d_ст=3,4 м

Пересчетная площадь с учетом изменения диаметра:

Расход воды на взрыхление, промывку и отмывку ОФ:

где f_ост-сечение осветлительного фильтра, м;

i - интенсивность взрыхления фильтра, загруженного антрацитом, 12м/см²;

t_отм- продолжительность отмывки , 10 мин;

n₀-число промывок каждого фильтра в сутки (1-3), принимаем n₀=2.

Производительность брутто:

Q₀^бр=Q₀+=164,32+14,075=178,395 м³/ч.

Действительная скорость фильтрования:

w_0m-1<w_0доп=10 м/ч

Нет необходимости в установке резервного фильтра.

7.4.3 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 FeSO₄7H₂O в сутки:

гдеЭ_к - эквивалент безводного коагулянта (FeSO₄ - 75,16)

К_к - доза коагулянта , мг-экв/кг (К_fe=0,5) ;

Расход технического коагулянта:

G_К^техн=G_K100/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:

гдеd_ПАА - доза полиакриламида , равная 0.2-1.8 мг/кг, принимаем d_ПАА=1,5мг/кг

Расход извести Са(ОН)₂ в сутки:

где 37,05 - эквивалент Ca(OH)₂ ;

d_и - доза извести , мг-экв/кг ;

d_и=Ж_к^исх+Ж_mg^исх+К_к+_изв=3,0+1,1+0,5+0,35=4,95 , мг-экв/кг;

где _изв-избыток извести, _изв=0,35мгэкв/кг.

7.4.4 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.

7.6 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

7.8 Характеристика конденсатов и схемы их очистки

7.8.1 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.

7.8.2 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. Размещается БОУ на нулевой отметке рядом с конденсатором, между конденсатными насосами первого и второго подъема.

8. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

8.1 Описание основного электрооборудования

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.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения. В исходном задании связь с энергосистемой осуществляется по линиям высокого напряжения 330 кВ и 110 кВ.

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

При выборе генераторов руководствуемся следующими соображениями:

все генераторы принимаются одинаковой мощности;

число генераторов должно быть не менее 2 и не более 8;

единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной мощности системы, включая проектируемую ТЭЦ.

Исходя из этого, выбираем на ТЭЦ три одинаковых генератора типа:

ТЗВ-320-2УЗ с параметрами - S_ном = 385 МВА; cos_н=0,85; . 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 двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором, принимается равной или большей мощности генератора в МВА.

Таким образом, для двух генераторов выбираем трансформаторы типа:

ТДЦ-400000/330-У1 с параметрами: Sном=400 МВА, Uвн=347 кВ, Uнн=20 кВ, Рх=300 кВт, Ркз=790 кВт, Uк=11,5 %.

А для третьего генератора выбираем трансформатор ТДЦ-400000/110-У1 с параметрами: Sном=400 МВА, Uвн=121 кВ, Uнн=20 кВ, Uк=11,5 %.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается исходя из условия 7% потребления от мощности генератора. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. На блочной станции с тремя блоками устанавливается два пускорезервных трансформатора собственных нужд. Мощность пускорезервного трансформатора собственных нужд определяется исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов собственных нужд и одновременного обеспечения запуска блока. В общем случае мощность пускорезервных трансформаторов собственных нужд в 1,4 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора собственных нужд.

Таким образом, Sтсн=Sблока*0,07=320*0,07=22,4 МВА.

Выбираем трансформатор собственных нужд типа:

ТРДНС-32000/35-У1 с параметрами: Sном=32 МВА, Uвн=20 кВ, Uнн=6,3 кВ, Рх=29 кВт, Ркз=145 кВт, Uк=11,5 %.

Устанавливаем по одному трансформатору на блок.

Sпртсн=Sтсн*1,5=22,4*1,5=24 МВА.

Выбираем пускорезервный трансформатор собственных нужд типа:

ТРДН - 25000 / 35 с параметрами: Sном=25 МВА, Uвн=15,75 кВ, Uнн₁-нн₂=6,3- 6,3 кВ, Рх=25 кВт, Ркз=115 кВт, Uкв-н=10,5 %, Iхх=0,65 %, Uнн₁-нн₂=30 %.

Система охлаждения генераторов

Во время работы синхронного генератора его обмотки и активная сталь нагреваются. Допустимые температуры нагрева обмоток статора и ротора зависят в первую очередь от применяемых изоляционных материалов и температуры охлаждающей среды. По ГОСТ 533-76 для изоляции класса В допустимая температура нагрева обмотки статора должна находится в пределах 105⁰С, а ротора 130⁰С. При более теплостойкой изоляции обмоток статора и ротора, например, классов F и H, пределы допустимой температуры увеличиваются. Для того чтобы температура нагрева не превышала допустимых значений, все генераторы выполняют с искусственным охлаждением. По способу отвода тепла от нагретых обмоток статора и ротора различают косвенное и непосредственное охлаждение. В генераторах серии ТВФ применяется косвенное охлаждение обмоток статора водородом и непосредственное (форсированное) охлаждение обмотки ротора.

Описание систем защиты

Назначение и предъявляемые требования

Релейная защита представляет собой комплекс автоматических устройств, предназначенных для выявления повреждения электрооборудования (преимущественно К.З.) и ликвидации повреждения путём отделения (отключения) этого оборудования от остальной части электроустановки. Кроме того, назначением релейной защиты является выявление ненормальных режимов работы, не требующих немедленного отключения, но требующих принятия мер для их ликвидации (перегрузка, однофазное замыкание в сетях с малым током замыкания на землю и др.). В этом случае защита действует на сигнал. Помимо общих требований надёжности, т.е. постоянной готовности к выполнению своих функций, к релейной защите предъявляется ряд специфических требований:

- селективность или избирательность действия (обеспечивает отключение минимального участка цепи с поврежденным элементом ближайшим к месту повреждения выключателя)

- быстродействие защиты (снижает разрушающее действие тока К.З., сокращает длительность аварийного режима и способствует сохранению устойчивости параллельной работы генераторов системы)

- чувствительность защиты (характеризует её способность устойчиво срабатывать при повреждениях или отклонениях от нормального режима в защищаемой зоне).

Основные виды защит

Нарушения нормального режима работы электрической установки приводят к изменению электрических параметров: тока и напряжения, фазы, направление мощности и т.д. Измерительным элементом релейной защиты является пусковой орган (датчик), реагирующий на отклонение соответствующего параметра. Датчик передаёт импульс исполнительным реле, которые преобразуют его в отключающий импульс, передающийся на исполнительный механизм выключателя, или в сигнальный импульс, приводящий в действие сигнализацию. При К.З. проявляется изменение тока в сторону его увеличения. Поэтому наиболее распространенными являются защиты, у которых в качестве пускового органа используются реле, реагирующие на увеличение тока, -реле максимального тока. Такими защитами являются: максимальная токовая защита, токовая отсечка, дифференциальная токовая защита. Аналогично реле, реагирующие на снижение напряжения, получили название реле минимального напряжения; реле, реагирующие на повышение напряжения, - реле максимального напряжения. Аналогичные названия получили защиты, использующие данные реле: защиты максимального и минимального напряжения.

Защита генераторов

Поскольку генератор является основным активным элементом электрической системы и по устройству сложнее остальных элементов системы, к его защите предъявляются более высокие требования в отношении надёжности, чувствительности и быстродействия. На генераторах устанавливаются следующие защиты: защита от междуфазных К.З. в обмотке статора и на её выводах; защита от однофазных замыканий в обмотке статора; защита от витковых замыканий в обмотке статора; защита от замыканий на землю в цепи возбуждения; защита обмотки статора от внешних К.З.; защита обмоток статора и ротора от токов перегрузки; защита от асинхронного режима (для генераторов с непосредственным охлаждением).

Защита трансформаторов

На трансформаторах устанавливают защиты от междуфазовых и однофазных К.З. в обмотках трансформатора и на его выводах, от витковых замыканий, внешних К.З. и перегрузки. Различие в выполнении защиты трансформаторов определяют: значение мощности, режим нейтрали, число обмоток.

8.2 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 ориентироваться на трёхфазное КЗ. Случай однофазного КЗ может быть исключён из рассмотрения, так как электродинамические силы при этом малы и 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. Составляем эквивалентную схему замещения, в которой все источники питания вводятся своими номинальными мощностями () и сверхпереходными реактивностями () (Рис 8.1).

Расчёт проведём с помощью программы «TKZ»,разработанной на кафедре «Электрические станции и подстанции». Для расчёта необходимо пронумеровать все узлы на схеме замещениям и представить каждый элемент схемы численным значением.

Рис 8.1. Схема замещения (исходная схема для программы «ТКZ»)

Определим сопротивления схемы замещения, задавшись базисными значениями:

МВА,

Сопротивление трансформаторов вычисляется по формуле:

Сопротивление генераторов вычисляется по формуле:

Файл результатов расчёта по программе ТКZ

Прызнак разлiку каэфiцыентау размеркавання токау кароткага

замыкання па галiнах схемы: 2

Прызнак схемы нулявой паслядоунасцi: 0

Н У М А Р В У З Л А К З: 1

Базiснае напружанне вузла КЗ, кВ: 340.000000

Базiсны ток у вузле КЗ, кА: 1.698089

Рэзультатыунае супрацiуленне схемы адносна вузла КЗ:

- для токау прамой (адварот.) паслядоун. (адн.адз.) 3.571428E-01

Перыядычная састауляльная звышпераходнага току КЗ (КА):

- трохфазнае 4.754650

- двухфазнае 4.117647

Сiметрычныя састауляльныя току КЗ (КА):

Прамая Адваротная Нулявая

- трохфазнае 4.7546

- двухфазнае 2.3773 2.3773

Каэфiцыенты размеркавання сiметрычныых састауляльных тока КЗ па

галiнах схемы (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак

ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Прамая Адваротная Нулявая

0 1 -.3810 .3810

2 1 .3810 -.3810

1 3 .3810 -.3810

3 0 -.3810 .3810

1 4 .2381 -.2381

4 5 .2381 -.2381

5 0 -.2381 .2381

Каэфiцыенты размеркавання поунага току КЗ у пашкоджаных фазах па галiнах схемы пры розных вiдах КЗ у бягучым вузле КЗ (дадатным накiрункам у галiне лiчыцца накiрунак ад канца галiны з большым нумарам да канца з меньшым нумарам)

Галiна схемы Трохфазнае Двухфазнае Аднафазнае Двухф.на зямлю

0 2 -.3810 .3810

2 1 .3810 -.3810

1 3 .3810 -.3810

3 0 -.3810 .3810

1 4 .2381 -.2381

4 5 .2381 -.2381

5 0 -.2381 .2381

8.3 Выбор электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным параметрам).

Выключатели выбираются по:

По напряжению установки (U_уст U_ном).

По длительному току (I_норм I_ном; I_max I_ном).

По отключающей способности.

Проверяются:

На симметричный ток отключения (I_п, I_{отк.ном})

На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ (i_a_. i_a_.ном=I_{отк.ном} (1+_ном), нормированное относительное значение апериодической составляющей _номопределяем).

На электродинамическую стойкость (I_п.о I_пр.с; i_у i_пр.с, где I_пр.си i_пр.с- действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу соответственно).

На термическую стойкость (В_к I²_T t_T, где I_T- предельный ток термической стойкости по каталогу, t_T - длительность протекания тока термической стойкости, с).

Разъединители в отличие от выключателей выбираются по первому и второму пункту и проверяются только по электродинамической и термической стойкости.

Таблица 8.1 Выключатель и разъединитель в распредустройстве 330кВ.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВНВ-330А-40/3150У1	Разъединитель РП-330-1/3150УХП1
U_н=330 кВ	U_н=330 кВ	U_н=330 кВ
Iрmax=0,7 кА	I_н=3150 А	I_н=3150 А
I_п,= I_п.о ==4,75=4,04 кА	I_н.обкл=45 кА	-
I_п.о==4,75 кА	I_пс=40 кА	-
i_у=I_п.о= 4,75=13 кА	i_с.пр=128 кА	i_с.пр=125 кА
В_к=6,8 кА²с	В_к=3200 кА²с	В_к=3200 кА²с

8.4 Выбор измерительных трансформаторов

8.4.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

- 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 конструкции и классу точности:

- по электродинамической стойкости:

где i_у - ударный ток КЗ по расчету;

к_д - кратность электродинамической стойкости;

Iном - номинальный первичный ток трансформатора тока;

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

- по термической стойкости:

где Вк- тепловой импульс по расчету;

к_т_- кратность термической стойкости,

t_т - время термической стойкости.

- по вторичной нагрузке:

Z₂ Z₂ном,

где Z₂- вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z₂ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Таблица 8.3. Выбор трансформаторов тока.

Место установки тр-ра в цепи	Тип трансформатора	Данные по каталогу
генератор	ТВГ-24-1 ТШЛО-20-1500	U_н=24 кВ, I_н=6 кА U_н=20 кВ, I_н=1,5 кА
генератор-трансформатор	ТШ20-10/Р(0,2)	U_н=20 кВ, I_н=12 кА
трансформатор- ОРУ-330	ТВТ-330	U_н=330 кВ, I_н=2 кА
ОРУ 330 кВ	ТФРМ-330Б-IIУ1	U_н=330 кВ, I_н=2 кА
трансформатор собственных нужд	ТПОЛ-20-1/10Р ТВТ-35М	U_н=20 кВ, I_н=0,4 кА U_н=35 кВ, I_н=3 кА
ОРУ-110 кВ	ТФЗМ-110Б	U_н=110 кВ, I_н=2 кА
автотрансформатор-ОРУ-110 кВ	ТВТ-110	U_н=110 кВ, I_н=2 кА

8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

где -- номинальная мощность в выбранном классе точности.

Таблица 8.4. Выбор трансформаторов напряжения.

Место установки тр-ра в цепи	Тип трансформатора	Данные по каталогу
ОРУ 330 кВ	НКФ-330-83У1-1	U_н=330 кВ
генератор	ЗНОЛ-06-20У3	U_н=18 кВ
автотрансформатор	ЗНОМ-35-65У1	U_н=18 кВ
ОРУ 110 кВ	НКФ-110-63-УХЛТ1 НКФ-110-83-У1	U_н=110 кВ U_н=110 кВ

8.5 Описание конструкции ОРУ-330кВ

Для схемы с полутора выключателями применяется компоновка с трехрядной установкой выключателей. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. В таком ОРУ необходимо сооружение дорог вдоль трех рядов выключателей, что значительно увеличивает длину ячеек(157,4 м). Расстояние между фазами выключателей 330 кВ принимается 7.5-8 м для того, чтобы автокран мог подъехать к любой фазе во время монтажа или ремонта. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами, баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. ОРУ ограждаются.

Сборные шины выполнены жесткими, что облегчает их монтаж. Сборные шины выполнены трубами, закрепленными на изоляторах, которые установлены на железобетонных опорах высотой 4.6 м. Шинные разъеденители ниже сборных шин, причем все три полюса под средней фазой. Разъеденители шинных аппаратов и линейные крепятся на опорных конструкциях высотой 2.5 м. Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые одновременно служат пешеходными дорожками. в местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

9. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И АСУ

9.1 Назначение и штатные АСР ТЭЦ

Особенность технологического процесса на станции состоит в том, что невозможно складировать готовую продукцию - электроэнергию при ограниченной тепловой аккумулирующей способности основных источников теплоты - паровых котлов. Поэтому количество пара выработанного котлоагрегатом, мощность, развиваемая турбогенератором и электрическая нагрузка, задаваемая потребителями, должны соответствовать между собой во времени. Исходя из необходимости непрерывного поддержания баланса по расходу пара, вырабатываемого котлом и потребляемого турбиной, регулирование его расхода ведется по косвенному показателю баланса - давлению перегретого пара перед турбиной P₀ - с помощью АСР парогенератора (АСРП). Исходя из условия баланса тепла и электроэнергии, регулирование мощности турбины производится по косвенному показателю этого баланса - частоте вращения ротора n - с помощью АСР турбоагрегата (АСРТ).

К качеству вырабатываемой электроэнергии предъявляются высокие требования. Допускается лишь незначительное отклонение колебаний промышленной частоты. Стабилизировать частоту позволяет электрический генератор и его автоматическая система регулирования (АСРГ), действующая по изменению напряжения на шинах генератора.

Установленное на станции вспомогательное тепломеханическое оборудование также предусматривает оснащение автоматическими устройствами регулирования и защиты. Это автоматизация установки подачи мазута, дистанционное управление насосами I и II подъемов с местного щита управления (МЩУ) мазутонасосной, автоматическое включение резервных насосов, автоматическое регулирование температуры мазута на выходе из подогревателей, давление пара на подогрев мазута, давление мазута в магистрали горячей рециркуляции (на всас насосов II-го подъема).

Автоматизация установки химического обессоливания воды предусматривает регулирование непрерывных процессов - это регулирование температуры исходной воды, производительности, дозирования реагентов в осветлители; а также регулирование периодических процессов ХВО - это управление приготовлением регенерационных растворов для ионитных фильтров, автоматическое отключение фильтров на промывку и регенерацию, автоматизация самого процесса промывки и восстановление фильтров. На ТЭЦ предусматривается автоматический ввод аммиака и гидразина с помощью насосов-дозаторов по расходу питательной воды с коррекцией по электропроводности, а также - автоматизация установки очистки конденсата.

Деаэраторная установка имеет автоматическое регулирования уровня воды в аккумуляторном баке и избыточного давления пара в деаэраторной головке (П и ПИ-регуляторы).

В редукционно-охладительных установках предусматривается автоматическое регулирование параметров редуцированного пара - расхода, давления и температуры. Входными сигналами для регуляторов являются расход первичного пара и впрыска воды.

Подогреватель сетевой воды оснащен проборами автоматического регулирования температуры прямой сетевой воды с помощью АСРТ и специального задатчика температуры, действующих в зависимости от электрической нагрузки турбогенератора и , уровня конденсата греющего пара (открытая и закрытая линии слива конденсата), расхода подпиточной воды - регулятор, работающий по принципу регулирования давления 'после себя'. Регулирование температуры сетевой воды в диапазоне 104150^оС осуществляется пиковыми водогрейными котлами автоматически в зависимости от , включением и отключением рабочих горелок.

Вспомогательные установки паровых турбин автоматизированы. Лабиринтные уплотнения турбины имеют автоматические регуляторы подачи пара по сигналу давления 'до себя', поддерживающие необходимое избыточное давление в коллекторе уплотнений путем воздействия на регулирующую заслонку на трубопроводе отсоса пара из переднего уплотнения.

Уровень воды в конденсаторах турбин поддерживается заданным с помощью регулятора путем изменения производительности конденсаторных насосов и воздействия на клапана трубопровода рециркуляции конденсата.

9.2 Организация управления теплоэнергетическими установками на ТЭЦ

В целях облегчения управления оборудованием станции энергоблоки и их вспомогательные установки разделены на функциональные группы, которые представляют собой часть основного оборудования, выполняющего определенные операции. По паровому котлу: от подачи и сжигания топлива, перегрева пара, питания котла и т. д. По турбине: маслоснабжения, уплотнения, КЭН и т. д. По генератору: ФГ охлаждения генератора, возбуждения и т.д. Отдельные ФГ разделены на несколько подгрупп: (ФПГ).

Управление в подгруппе осуществляется по определенной программе путем выполнения последовательности отдельных операций. Управление технологическими процессами осуществляется операторами с блочного щита управления. Автоматические устройства контроля, регулирование и управление позволяют разгрузить оператора от выполнения многочисленных однообразных действий по наблюдению за состоянием оборудования и управлению им и сосредоточить его выполнения на главных параметрах и операциях. В число таких автоматических устройств входят подсистемы дистанционного и дискретного автоматического управления механизмами и арматурой, автоматического регулирования и защиты, теплового состояния и сигнализации, расчета ТЭП.

Управление в подгруппе осуществляется по определенной программе путем выполнения последовательности отдельных операций. Управление технологическими процессами на ТЭЦ осуществляется операторами с блочного щита управления. Автоматические устройства контроля, регулирование и управление позволяют разгрузить оператора от выполнения многочисленных однообразных действий по наблюдению за состоянием оборудования и управлению им и сосредоточить его выполнения на главных параметрах и операциях. В число таких автоматических устройств входят подсистемы дистанционного и дискретного автоматического управления механизмами и арматурой, автоматического регулирования и защиты, теплового состояния и сигнализации, расчета ТЭП.

Показывающие и реагирующие измерительные приборы, ключи и переключатели управления, указатели положения реагирующих органов всех перечисленных систем размещаются на блочном щите управления. Однако часть второстепенных технологических параметров контролируется с помощью приборов установленных на местных щитах управления вблизи действующих агрегатов. Их обслуживают обходчики. Связь между обходчиками, операторами блочного щита и ДИСом осуществляется по телефону и радио.

9.3 Функции, выполняемые АСУ ТП ТЭЦ

9.3.1 Оперативный контроль

а) контроль на индивидуальных постоянно включенных приборах охватывает минимальное число наиболее важных технологических параметров, позволяющих оценить общее положение на энергоблоке.

б) контроль по вызову на аналоговых приборах предназначен для обеспечения повышенной надежности измерений ограниченной группы технологических параметров.

в) графическая регистрация на аналоговых приборах, принимаемая для важных точек контроля в целях представления оператору предыстории и направления изменения параметров.

г) предупредительная световая и звуковая сигнализация технологических параметров, вышедших за пределы установленных значений.

д) сигнализация состояний оборудования, осуществляемая на оперативном контуре БЩУ.

9.3.2 Регистрация аварийных положений

Предназначена для регистрации событий и параметров в аварийных режимах работы энергоблоков с последующей отработкой и представлении информации персоналу для анализа причин возникновения и характера развития аварий.

9.3.3 Автоматический расчет ТЭП

В состав вычисляемых ТЭП входят: показатели парогенераторов и турбин, тепловых и электрических собственных нужд по отдельным составляющим и по блокам в целом.

9.3.4 Коррекция регуляторов

Предназначена для автоматической подстройки регуляторов при изменении режимов работы энергоблока (изменении нагрузки, состава работающего оборудования и его характеристик)

9.3.5 Оптимизация процесса горения в топке парогенератора

Предназначена для поддержания максимального значения КПД парогенератора в разных режимах его работы, путем воздействия на расход воздуха, подаваемого в топку с помощью регулятора подачи воздуха и экстремального регулятора КПД, реализуемого УВК.

9.3.6 Оптимизация вакуума в конденсаторах турбин

Предназначена для выбора оптимального расхода циркуляционной воды на турбину. В качестве критерия используется КПД нетто турбины

9.3.7 Функциями управления АСУ ТП ТЭЦ являются следующие

- оптимальное распределение нагрузок между блоками с помощью УВК;

- выбор состава оборудования энергоблоков в зависимости от заданного графика электрической нагрузки ТЭЦ с учетом останова и длительности простоев части оборудования и затрат топлива и электроэнергии на его последующий пуск;

- дискретное и дикретно-непрерывное управление оборудованием, образующим функциональные группы и подгруппы общеблочного и общестанционного назначения.

9.4 Прямоточный паровой котел как объект управления

Принципиальная технологическая схема циркуляционного контура прямоточного парового котла изображена на рис. 9.1. В прямоточном паровом котле в отличие от барабанного расход питательной воды оказывает непосредственное воздействие на расход, температуру и давление пара на выходе. Это оказывает существенное влияние на выбор способов и схем регулирования парового котла.

Рис. 9.1. Принципиальная схема пароводяного тракта прямоточного котла: 1 - экономайзер; 2 - испарительная часть; 3 - переходная зона; 4 - средняя радиационная часть; 5, 6 - ступени пароперегревателя; 7 - пароохладитель

Регулирование температурного режима по соотношению вода - теплота.

Сигнал по теплоте в промежуточной точке водопарового тракта образуют суммированием трех сигналов:

1) «видимый» расход пара в промежуточном сечении тракта до первого впрыска. Отличие видимого расхода от действительного связано с отклонениями плотности пара в месте установки сужающего устройства от принятого расчетного значения:

2) скорость изменения давления в том же месте (для компенсации отклонения расхода пара, связанного с изменением аккумулированной теплоты при внешних возмущениях нагрузкой);

3) давление пара в месте установки сужающего устройства (для компенсации влияния отклонения этого давления от расчетного значения на «видимый» расход).

Видимый расход пара зависит не только от действительного расхода, но и от параметров пара, вследствие чего соотношение расхода воды и промежуточной теплоты можно использовать в системах регулирования температурного режима первичного тракта. Временные характеристики прямоточного котла по промежуточной теплоте имеют монотонный характер при возмущении топливом и слабо реагируют на изменения расхода питательной воды.

На рис. 9.2. представлены два основных варианта схем регулирования питания и топлива с контролем температурного режима первичного тракта по соотношению расход воды - промежуточная теплота. В первом варианте регулятор питания, действующий по сигналам задание - вода, поддерживает нагрузку котла в соответствии с заданием, а регулятор топлива, действующий по соотношению вода - промежуточное тепло, стабилизирует температурный режим первичного тракта; во втором - регуляторы меняются местами: тепловую нагрузку поддерживает регулятор топлива, а температурный режим - регулятор питания.

Рис 9.2. Схемы регулирования тепловой нагрузки и температурного режима по соотношению вода - теплота:

а - первый вариант; б - второй вариант; Д - дифференциатор; РП - регулятор питания; РТ - регулятор топлива

Регулирование температуры первичного перегрева пара прямоточного котла.

Температура на выходе каждого участка стабилизируется отдельными автоматическими регуляторами, действующими на впрыскивающие устройства, устанавливаемые между поверхностями нагрева.

Регулирование температуры перегрева пара последовательно включенных перегревательных участков осуществляется с помощью впрысков по двухимпульсной схеме.

Рис. 9.3. Регулирование температуры первичного пара:

1 - 3 - ступени пароперегревателя; 4 - сужающее устройство; 5, 6 - пароохладитель; 7 - дифференциатор; 8 - регулятор температуры перегрева первичного пара на выходе котла; 9 - предвключенный регулятор температуры перегрева пара; 10 - вспомогательный корректирующий регулятор; 11 - регулирующий клапан.

На рис. 9.3 изображена принципиальная схема автоматической системы регулирования температуры первичного перегрева пара одного из контуров прямоточного парового котла с двумя впрысками. Введение дополнительного входного сигнала по заданию (расходу пара - вариант а) для регулятора 9 - первого по ходу пара впрыска - позволяет поддерживать температуру пара на выходе промежуточной ступени пароперегревателя в соответствии с тепловой нагрузкой агрегата. Переменный сигнал по заданию может быть сформирован и по положению регулирующего органа регулятора - второго по ходу пара впрыска (вариант б). В этом случае сигнал от датчика положения исполнительного механизма поступает на вход вспомогательного корректирующего регулятора, а с его выхода - на ход регулятора первого впрыска 9.

Регулирование температуры вторичного перегрева пара.

Регулирование вторичного перегрева пара с помощью впрыска оказывается неэкономичным: пар, образовавшийся в результате испарения охлаждающей воды, не

проходит через проточную часть ЦВД турбины, что приводит к снижению КПД теплосиловой установки.

https://

Рис. 9.4. Схема регулирования температуры вторичного пара с помощью паро-парового (пунктирная линия а) или газопарового (пунктирная линия б) теплообменников:

1, 3 - ступени вторичного пароперегревателя; 2 - паровой или газопаровой теплообменник; 4 - термопара; 5 - дифференциатор; 6 - регулятор температуры; 7 - пароохладитель; 8 - трехходовой регулирующий клапан; 9 - обводной клапан; 10 - аварийный впрыскивающий пароохладитель

Рис. 9.5. Схема регулирования температуры вторичного пара помимо холодного пакета пароперегревателя.

Особенность теплотехнического процесса на ТЭС (рис. 9.6.) состоит в невозможности складирования готовой продукции электроэнергии при весьма ограниченной тепловой аккумулирующей способности основных источников теплоты паровых котлов. Поэтому количество пара, выработанного паровым котлом, мощность, развиваемая турбогенератором, и электрическая нагрузка, задаваемая потребителем, должны строго соответствовать между собой во времени.

Рис.9.6. Система регулирования мощности ТЭС:

1. Паровой котел; 2. Турбина; 3. Электрический генератор; Р- давление пара на выходе из котла; n- частота вращения ротора; U- напряжение; f- частота переменного тока электрической сети; N_г- электрическая мощность генератора.

Исходя из необходимости непрерывного поддержания баланса по расходу пара, вырабатываемого котлом и потребляемого турбиной, регулирование его расхода ведется по наиболее простому, с точки зрения измерения, косвенному показателю этого баланса - давлению перед турбиной Р. Стабилизация Р осуществляется автоматической системой регулирования парового котла.

Баланс теплоты и механической мощности турбины также контролируется простым косвенным показателем - частотой вращения ротора n и поддерживается автоматической системой регулирования мощности турбины (АСРМТ ).

Кроме основных объектов управления - паровых котлов, турбин и генераторов, на ТЭС имеется значительное количество вспомогательных теплоэнергетических установок, также оснащенных автоматическими устройствами регулирования и защиты.

9.5 Автоматические защиты теплоэнергетических установок

Автоматические защиты служат для предотвращения аварии в случае отклонения технологических параметров от допустимых пределов. Действие защит связано с открытием или закрытием запорных органов во время пусков или остановов вспомогательного или основного оборудования.

По степени воздействия на защищаемые установки защитные устройства разделяются на основные ( главные ) и местные ( локальные ). К основным относятся защитные устройства, действие которых приводит к останову котельного агрегата или к глубокому снижению нагрузки. Местные защиты предотвращают аварию без останова основных агрегатов.

Автоматические защиты паровых турбин:

от повышения частоты вращения ротора;

при сдвиге и недопустимом относительном расширении ротора;

от ухудшения вакуума;

от понижения давления и повышения температуры масла в системе смазки и охлаждения подшипников;

от повышения уровня конденсата в ПВД.

9.6 Автоматические защиты прямоточных паровых котлов

Прямоточные паровые котлы оснащаются всеми видами защит, предусматриваемых на барабанных агрегатах, за исключением защиты от повышения и понижения уровня воды в барабане. Однако конструктивные особенности прямоточного котла, связанные с наличием принудительной циркуляции требуют установки ряда дополнительных защит, воздействующих на его останов при возникновении аварийных ситуаций.

Защита от прекращения подачи воды в паровой котел.

Для каждого контура прямоточного котла предусматривается автоматическая защита, воздействующая на останов агрегата при снижении расхода воды на контур по 30% расчетной производительности. Сигналом, подтверждающим необходимость срабатывания защиты, может служить снижение давления за регулирующим питательным клапаном (РПК) до 15% по сравнению с давлением при полном расходе. Одновременное появление этих сигналов вызывает включение резервных питательных насосов, а в случае их отказа через 20 с защита производит останов парового котла воздействием на отключение дутьевых вентиляторов.

Защита от разрыва труб экономайзера.

Утечка воды в экономайзере из-за появления «свищей», чаще всего возникающих в местах сварки трубок, помимо значительных потерь питательной воды, может привести к нарушению нормального режима работы испарительного контура и повышения температуры пара по тракту. Поэтому появление небаланса до 25 - 30% между расходами воды до и после экономайзера (Э) на каждом из его потоков служит сигналом для срабатывания защиты, воздействующей на останов парового котла с выдержкой времени 20 с, необходимой для предотвращения ложного останова из-за небаланса расходов по режимным условиям. Иногда в качестве подтверждающего сигнала этой защиты используется резкое повышение температуры пара по тракту (например, за ВРЧ). Аналогично устроены и срабатывают защиты от повреждения других поверхностей нагрева (рис.9.7).

Рис.9.7. Схема защиты прямоточного парогенератора от разрыва труб пароводяного тракта:

1 - сигнализатор небаланса расхода; 2 - датчик подтверждающего сигнала; 3 - первичное реле; 4 - переключатель блокировки; РВ - реле времени; ДВ - отключающее устройство дутьевого вентилятора; ПН - поверхность нагрева

Защита от повышения (понижения) давления пара перед встроенной задвижкой.

Защитами этого вида необходимо оснащать паровые котлы со сверхкритическими параметрами пара. При повышении или понижении давления пара перед встроенной задвижкой против номинального значения, устанавливаемого заводом, замыкаются контакты контрольных манометров, включенных в цепь защиты по схеме «два из двух». Это приводит к срабатыванию промежуточного реле и далее по цепочке электроблокировки к отключению дутьевых вентиляторов и топливоподающих устройств.

Логическая схема защит прямоточного парового котла.

Использование газо-мазутного топлива требует применения защит, действующих на останов котла в случае понижения давления топлива (газа или мазута) перед горелками. Символ И означает одновременность действия, ИЛИ в рассматриваемой схеме - независимость действия, а - задержку действия защиты во времени. Отключение дутьевых вентиляторов или дымососов прямоточного котла также приводит к его останову (по каналам электроблокировки), а превышение давления пара в выходном коллекторе - к срабатыванию импульсного предохранительного устройства ИПУ и сбросу излишнего пара в атмосферу. Кроме того, прямоточный котел, так же как и барабанный, снабжается системами защит от повышения и понижения температуры первичного пара (на схеме не показаны), действующими на останов дутьевых вентиляторов ДВ и прекращение подачи топлива.

При повышении температуры вторичного пара до первой уставки открывается запорная задвижка на линии аварийного впрыска (регулятор ). Превышение температурой вторичного пара второй уставки , так же как и понижение ее до первой уставки , должно приводить к останову парового котла. Паровые котлы, имеющие регенеративные воздухоподогреватели, оснащаются дополнительной защитой, воздействующей на останов котла при отключении всех регенеративных воздухоподогревателей.

9.7 Схема управления уменьшения выбросов вредных веществ

На долю ТЭС приходится около 30% всех отходов с выбросами стационарных промышленных установок, загрязняющих атмосферный воздух. Паровые энергетические котлы, работающие по непрерывному суточному графику электрической и тепловой нагрузок, служат наиболее весомыми единичными источниками загрязнения окружающей среды.

Качественный состав выбросов с продуктами сгорания зависит от вида сжигаемого топлива и характеризуется следующими составляющими: оксидами азота, серы, углерода и несгоревшими углеводородами. Концентрация последних при правильном ведении топочного режима незначительна. Золовые частицы улавливают в основном в специальных очистных установках. Выбросы окислов серы также подавляют с помощью улавливающих установок.

Следовательно, оксиды азота остаются единственными из выбросов, которые поступают из топки парового котла в атмосферный воздух без количественных изменений и должны подавляться только с помощью режимных мероприятий.

Большая часть выбросов оксидов азота, образующихся при сгорании топлива, принадлежит к термической (воздушной) составляющей. При наличии в топке избыточного кислорода и температуре в зоне горения, превышающей 1650 °С, начинается диссоциация молекул дымового газа (распад на ионы). Этот процесс характеризуется равновесным состоянием:

[N]+X[O] >N0_X,

где X - мольная доля избыточного воздуха [О].

Оксиды азота NO -- смесь NO, NO₂, N₂O₄ и N₂O₅. Последние, соединяясь с воздухом и влагой, обладают токсичностью, оказывающей губительное воздействие на флору и фауну при повышении предельно допустимой концентрации (ПДК).

Концентрация NO_x в дымовых газах парового котла при прочих равных условиях прежде всего зависит от вида сжигаемого топлива и коэффициента избытка воздуха в топке (), который назовем первым фактором. Например, для котлов СКД типа ТГМП-314 производительностью 950 т/ч концентрация N0 при сжигании мазута возрастает втрое (от 0,2 до 0,6 г/м³) при изменении избытка воздуха в диапазоне =1,01-1,1, а при сжигании газа с тем же эффектом при изменении = 1,01--1,04.

Однако реализовать этот фактор в условиях нормальной эксплуатации не всегда возможно. Например, при необходимости непрерывного поддержания экономичности процесса горения или при наличии штатной АСР подачи воздуха, действующей с той же целью и обладающей приоритетом воздействия на подачу воздуха в пределах допустимых изменений .

Вторым фактором, существенно влияющим на выделение оксидов азота, служит температура в зоне горения. Существует несколько способов практической реализации этого фактора.

Первый из них -- ступенчатое сжигание топлива, реализация которого связана с расположением горелочных устройств в несколько ярусов по высоте топки. Такая конструктивная особенность топочной камеры при эксплуатации котла приводит к растяжке факела по высоте топки.

Преимущество данного способа -- возможность увеличения общего тепловыделения в топке без существенного повышения температуры в зоне горения у каждого яруса горелок. Это способствует стабилизации в газах на выходе из топки.

Недостаток -- снижение устойчивости факела при уменьшении тепловой нагрузки при работе котла на твердом топливе и экономичности за счет затяжки факела вверх топки и роста механического недожога.

Для газомазутных котлов изменение подачи топлива по ярусам горелок чаще всего используют как способ регулирования тепловой нагрузки с одновременной стабилизацией . При работе котла в базовом режиме и при наличии внутри-топочных возмущений, приводящих к отклонениям сверх допустимого предела, такой способ малоэффективен в особенности при включенной в работу штатной АСР тепловой нагрузки, которая реагирует только на отклонения расхода и давления пара за котлом.

Второй известный способ влияния на температуру в зоне горения состоит в подаче в корень факела распыленной охлаждающей воды.

Преимущества -- относительно простая техническая реализация и отсутствие прямого и ощутимого влияния на экономичность процесса горения и как следствие этого, независимость действия системы охлаждения факела от работы штатных АСР процесса горения.

Недостаток -- необходимость непрерывного регулирования количества и качества распыления охлаждающей воды в переменных режимах парового котла по тепловой нагрузке. Последнее обстоятельство выдвигает проблему автоматизации этого процесса и вынуждает к синтезу усложненной АСР подачи охлаждающей воды так или иначе связанной с работой штатных АСР подачи топлива и тепловой нагрузки.

Наконец, третий известный и применяемый на практике способ регулирования температуры в зоне интенсивного образования оксидов азота состоит в разбавлении топливовоздушной смеси, поступающей в эту зону, дымовым газом, из которого извлечена значительная доля теплоты:

Gрдг=rGдг, (9.1.)

где r = 00,4 - степень рециркуляции, Gрдг -- объемный расход газов, отбираемых на рециркуляцию; Gдг - то же дымовых газов в месте отбора.

Преимущества - относительная простота технической реализации, независимость от внешних источников охлаждения и достаточная эффективность в особенности для газомазутных котлов. Например, с помощью рециркуляции на них можно снизить выделение оксидов азота на 60% при сжигании газа и 20% - мазута. На рис 9.8. приведены расчетные зависимости концентрации N0 от r и . Для газомазутного барабанного котла типа ТП-87 производительностью 420 т/ч, подтверждающего это положение.

Рии.9.8. Зависимость концентрации окислов азота от r и по расчетной модели при G_ПП=420т/час,

1-6 - r = 0; 0,05; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4.

Для пылеугольных котлов данный способ подавления оксидов обладает несколько меньшей эффективностью (до 25--30 %).

Недостатки -- с ростом r снижается экономичность процесса горения и парообразования в котле как по КПД 'брутто' (рост температуры уходящих газов и уменьшение градиента температур между греющим агентом -- дымовыми газами и рабочим телом -водяным паром), так и - 'нетто' (прирост затрат на электрические собственные нужды из-за установки дополнительного электропривода ВРДГ).

На основе сопоставления преимуществ и приведенных режимных способов подавления оксидов азота с учетом обобщения опыта эксплуатации и научных исследований в современные технические проекты заложены, как правило, возможности использования двух-трех режимных мероприятий.

Например, ступенчатого сжигания в сочетании с впрыском охлаждающей воды или с вводом рециркуляции дымовых газов в топку.

Как крайнюю меру в случаях, когда плата за выбросы превышает экономию условного топлива от оптимизации коэффициента избытка воздуха - или в случаях отказа, либо исчерпания диапазона регулирования штатных режимных систем, для подавления оксидов азота используют воздействие на подачу воздуха в топку по штатным каналам дистанционного управления.

Обоснование способа и систем регулирования степени рециркуляции

Количественную зависимость между температурой в зоне горения и степенью рециркуляции устанавливают из баланса теплоты, составленного для дымовых газов при условии, что вся теплота топочных газов, выделяющихся при их охлаждении, идет на нагрев газов рециркуляции, и дополнительном условии неизменности теплоемкости и плотности газов:

(9.2.)

где r - степень рециркуляции дымовых газов, определяемая соотношением (9.1); - максимальная температура в зоне горения при r = 0; - температура газов, разбавленных рециркуляцией; рдг -- температура газов, отбираемых на рециркуляцию.

Далее из выражения (9.2) следует:

(9.3.)

При =1650°С (r=0) и рдг = 240--270 °С с увеличением степени рециркуляции с нуля до r = 0,25 достигают снижение на 275--280 °С.

Известен способ регулирования степени рециркуляции в паровых котлах поддержанием соотношения между расходом газов, отбираемых на рециркуляцию и нагрузкой котла, характеризуемой расходом питательной воды. Данный способ реализуется в АСР, изображенной на рис. 9.9, линия а.

Рис 9.9. Функциональная схема АСР степенирециркуляции дымовых газов в паровых газомазутных котлах.

а - с косвенным сигналом по нагрузке - G_ПВ (прямоточный котел)

б - то же по нагрузке - В_Т (газомазутный котел)

РП ВРДГ - регулятор подачи газов на рециркуляцию.

Другой способ, реализуемый в АСР, изображенной на рис. 9.9, линия б и рекомендуемый для газомазутных котлов, состоит в поддержании соотношения между расходом топлива и расходом газов на рециркуляцию.

Недостаток известных способов и соответствующих АСР состоит в низком качестве регулирования рециркуляции вследствие оценки расхода дымовых газов с помощью косвенных сигналов по G_ПВ или В_Т в соответствии с упрощенной функциональной зависимостью, не учитывающей наличие переменного коэффициента избытка воздуха на выходе газовоздушного тракта котла.

Gдг = (9.4.)

где - коэффициент пропорциональности, определяемый по результатам теплового расчета или испытаний котла при постоянном (нормативном) значении .

Отмеченный недостаток рассмотренных систем, выполняющих также функции первичной стабилизации температуры перегрева пара, может быть причиной превышения контрольного уровня выбросов, вследствие низкой точности поддержания требуемой степени рециркуляции, или работы АСР с неоправданно большими значениями r, ведущей к росту потерь теплоты с уходящими газами и снижению КПД котла.

Способ регулирования степени рециркуляции, отличающийся входным сигналом регулятора. Для газомазутных паровых котлов, работающих с коэффициентами избытка воздуха близкими к критическим, допустимое значение при неизменной паровой нагрузке однозначно определяется оптимальным значением степени рециркуляции - .

Следовательно, задача оптимизации (9.4) может быть сведена к обычной задаче динамической оптимизации АСР по минимуму ошибки регулирования между заданным -r^опт и текущим - r^ф значениями степени рециркуляции:

(9.5)

где ошибка регулирования; - множество допустимых значений r, - ограничения численных значений r.

Недостаток рассмотренных АСР может быть устранен введением на вход автоматического регулятора сигнала косвенного измерения объема дымовых газов, сформированного на основе функциональной зависимости, учитывающей изменчивость коэффициента избытка воздуха в процессе эксплуатации:

(9.6)

где - коэффициент избытка воздуха в месте отбора дымовых газов на рециркуляцию; - постоянный коэффициент ( = 0,05 для мазута).

Преобразуем уравнение (9.6), учитывая возможность прямого измерения концентрации кислорода с помощью штатных технических средств:

(9.7)

где k₁, k₂ - постоянные расчетные коэффициенты, значения которых зависит от вида и калорийности топлива; 0₂- текущее значение концентрации кислорода, измеряемое в темпе с технологическим процессом.

Перепишем задачу оптимизации (9.5) с учетом выражений (9.1) и (9.7):

(9.8)

Развернутое выражение ошибки регулирования (правая часть задачи) (9.8) представляет интерес с двух точек зрения: детализации взаимосвязей с АСР подачи топлива и воздуха, и реализации нового способа регулирования, отличающегося входным сигналом. На рис. 9.10. изображена функциональная схема АСР, воздействующей на подачу ВРДГ, с автоматическим ПИ-регулятором, в измерительном блоке которого реализуется сигнал ошибки, соответствующей выражению (9.8).

Рис.9.10.Функциональная схема АСР рециркуляции дымовых газов в паровых газомазутных котлах

1-3 - датчики измерения косвенных сигналов

4-9 - функциональные преобразователи информационных сигналов

10 - Регулирующий прибор

r,к₁,к₂,к₃- ввод постоянных коэффициентов

Повышение качества регулирования обеспечивается вводом на вход регулятора дополнительного сигнала по концентрации кислорода в точке отбора газов на рециркуляцию, который с помощью функциональных блоков преобразуется в сигнал, пропорциональный объему газов, образующихся при сгорании 1кг (м ) топлива, затем умножается на расход топлива и на коэффициент соотношения, равный заданной степени рециркуляции, после чего сравнивается с сигналом по расходу газов рециркуляции и полученная разность, соответствующая сигналу ошибки (9.5), используется регулирующим прибором в качестве управляющего сигнала.

Техническая реализация нового способа не представляет принципиальных трудностей, так как предусматривает использование стандартных измерительных, преобразовательных и регулирующих устройств. Текущее значение Срдг измеряют, например, с помощью нестандартного сужающего устройства, устанавливаемого на линии рециркулирующих газов и преобразуют с помощью дифманометра ГСП в унифицированный токовый сигнал.

Численное значение r^опт формируют с помощью ручного задатчика или УВК, действующего в режиме советчика оператора или супервизорного управления.

Данный способ, по сравнению с базовым, изображенным на рис. 9.9, линия б, обеспечивает повышение точности регулирования степени рециркуляции за счет ввода сигнала по концентрации кислорода.

9.8 Техническая реализация

Назначение и общая характеристика КР-300М

КР-300М -- это компактный многоканальный многофункциональный высокопроизводительный микропроцессорный контроллер, предназначенный для автоматического регулирования и логического управления технологическими процессами. Контроллер КР-300М эффективно решает как сравнительно простые, так и сложные задачи управления.

Контроллер предназначен для построения управляющих и информационных систем автоматизации технологических процессов малого и среднего (по числу входов-выходов) уровня сложности и широким динамическим диапазоном изменения технологических параметров, а также построения отдельных подсистем сложных АСУ ТП, обеспечивая при этом оптимальное соотношение производительность/стоимость одного управляющего или информационного канала.

Основные области применения контроллера:

АСУ ТП малой и средней сложности предприятий с непрерывными или дискретными технологическими процессами различных отраслей (энергетические, химические, нефте- и газодобывающие, машиностроительные, сельскохозяйственные, пищевые производства, производство стройматериалов, предприятия коммунального хозяйства т.п.).

Управление механизмами, агрегатами, линиями и т.п. как автономно, так и в составе АСУ ТП.

Контроллер предназначен для решения следующих задач:

Сбор информации с датчиков различных типов и ее первичная обработка (фильтрация сигналов, линеаризация характеристик датчиков, «офизичивание» сигналов и т.п.).

Выдача управляющих воздействий на исполнительные органы различных типов.

Контроль технологических параметров по граничным значениям и аварийная защита технологического оборудования.

Регулирование прямых и косвенных параметров по различным законам.

Логическое, программно-логическое управление технологическими агрегатами, автоматический пуск и останов технологического оборудования.

Математическая обработка информации по различным алгоритмам.

Регистрация и архивация технологических параметров.

Технический учет материальных и энергетических потоков (электроэнергия, тепло) различными участками производства

Обмен данными с другими контроллерами в рамках контроллерной управляющей сети реального времени.

Обслуживание технолога-оператора, прием и исполнение его команд, аварийная, предупредительная и рабочая сигнализация, индикация значений прямых и косвенных параметров, выдача значений параметров и различных сообщений на пульт контроллера ПК и ПЭВМ верхнего уровня.

Обслуживание технического персонала при наладке, программировании, ремонте, проверке технического состояния контроллера.

Самоконтроль и диагностика всех устройств контроллера в непрерывном и периодическом режимах, вывод информации о техническом состоянии контроллера обслуживающему персоналу.

Решение этих задач поддерживается аппаратными, программными и языковыми средствами контроллера.

10. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В процессе сжигания топлива минеральные примеси и несгоревшие органические остатки переходят в поток газов во взвешенном состоянии и загрязняют атмосферу, оказывают вредное воздействие на живые организмы, увеличивают износ механизмов, вызывают коррозию металлов, разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.

10.1 Выбросы оксидов азота

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

[4]

Расход натурального топлива при номинальной нагрузке:

(газ) - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (табл.1.7.[4]).

к - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, кг/тут.

где D и - номинальная и фактическая производительности котла, т/час.

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок.

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления, .

- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку.

- степень рециркуляции дымовых газов.

- коэффициент, характеризующий снижение выбросов оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок, (рис.3 [4]).

10.2 Выбросы оксида углерода

Массовый выброс оксидов углерода в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

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

кг/т, тогда:

г/с.

10.3 Расчет и выбор дымовой трубы

Высоту дымовой трубы выберем по условиям отвода газов и рассеивания содержания в них SO₂, NO₂:

где:- для одноствольной трубы;

А=160 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы (для РБ);

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

Т.к в нашем случае выбросов SO₂ нет то расчет ведем по NO₂.

г/с - массовый суммарный выброс NO₂;

Суммарный объем дымовых газов принимаем по данным укрупненного расчета котлоагрегата ТГМП-354. При сжигании 1 газа объём дымовых газов составляет 10,37 м³/м³.

V^ТГМП-354 = ВV₀(t_ух+273)/273=321,8 10,37 (112+273)/273=956,4 м³/с.

F- безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере: для газообразных веществ и мелкодисперсных аэрозолей, скорость упорядоченного оседания которых практически равно нулю , F =1;

ПДК - предельно допустимые концентрации;

C_Ф - фоновые концентрации. Фоновую концентрацию принимаем в размере С_ф=0,017 мг/м³.

T=112-30=82 ^оС - разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень.

Тогда высота дымовой трубы:

м.

Принимаем трубы стандартной высоты 180 м.

Определим внутренний диаметр труб на выходе:

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

11.1 Учет требований охраны труда при разработке генерального плана ТЭС

В качестве объекта строительства принимается газомазутная ТЭЦ отопительного типа, с отпуском тепла и горячей воды для отопления и вентиляции зданий и для бытовых нужд населения. Мощность ТЭЦ - 990 МВт.

Более подробное обоснование выбора мощности и состава оборудования изложено в разделе “Обоснование строительства ТЭЦ и выбор основного оборудования”.

Выбор площадки для строительства ТЭС, а так же размещение на ее территории зданий и сооружений согласно СНиП II-89-80 ”Генпланы промышленных предприятий” производим в зависимости от типа самой электростанции, общей планировки данного района, перспектив его развития, планов развития энергосистемы. Выбор также определяется социально-экономическими, техническими и экологическими требованиями, согласовывается с соответствующими государственными органами, военными организациями.

При выборе площадки для строительства ТЭС учитываются также аэроклиматичекая характеристика и рельеф местности, условия прямого солнечного облучения и естественного проветривания, преобладающие направления ветров, удобство водоснабжения, возможность перспективного расширения объекта, возможность рационального устройства складов топлива, золо- и шлакоотвалов, удобство подхода ЛЭП, кабельных и трубопроводных трасс, условия рассеивания в атмосфере производственных выбросов и условия туманообразования.

ТЭС, ее отдельные здания и сооружения с технологическими процессами, являющимися источниками выделения в окружающую среду вредных веществ, а также источниками повышенных уровней шума, вибрации, ультразвука, электромагнитных волн радиочастот, статического электричества и ионизирующих излучений, отделяем от жилой застройки санитарно-защитной зоной.

ТЭС, ее отдельные здания и сооружения размещаем с подветренной стороны для ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке.

Санитарно-защитную зону для ТЭС устанавливаем по расчету рассеивания в атмосфере содержащихся в выбросах вредных веществ, и не можем рассматривать санитарно-защитную зону или какую-либо ее часть как резервную территорию предприятия и использовать ее для расширения промышленной площадки.

Территорию санитарно-защитной зоны озеленяем по проекту благоустройства, разработанному одновременно с проектом строительства электростанции.

Отдельные здания и сооружения размещаем на площадке ТЭС так, чтобы в местах организованного и неорганизованного воздухозабора системами вентиляции и кондиционирования воздуха содержание вредных веществ в наружном воздухе не превышало 30% предельно допустимых концентраций для рабочей зоны производственных помещений.

Между отдельными зданиями и сооружениями на территории ТЭС предусматриваем санитарные разрывы для обеспечения необходимой освещенности и чистоты воздуха, а также противопожарные разрывы, исходя из категории производства по взрывной, взрывопожарной и пожарной безопасности и степени огнестойкости зданий и помещений. Причем эти разрывы между зданиями не менее наибольшей высоты до верха карнизов противостоящих зданий и сооружений.

Территория ТЭЦ должна содержаться в чистоте. Проезды и проходы свободны для движения, выровнены, не имеют рытвин, ям и достаточно освещены. Ямы, устраиваемые для технических целей, ограждаются. В летнее время проезды и проходы, примыкающие к производственным, административным и санитарно-бытовым помещениям, складам, необходимо поливать, а в зимнее время - очищать от снега, а в случае обледенения посыпать песком.

Вокруг главного корпуса ТЭС размещаем автодорогу на две полосы. Все здания и объекты электростанции соединяем автодорогами шириной более 3,5 м., а проезды для пожарных автомобилей вокруг ОРУ, вдоль открытого сборного канала и других сооружений шириной более 6 м.

Проезды для пожарных автомобилей вокруг мазутонасосной и ОРУ, а также других линейных сооружений не менее 6 метров. Имеются пешеходные тротуары и дорожки.

Железная дорога на территории предприятия располагается в соответствии с требованием СНиП 32-01-95 “Железные дороги колеи 1520 мм”. Расстояния между осями параллельных путей не менее 4,8 м. Для погрузочно-разгрузочных работ из железнодорожных вагонов устраиваются площадки, причем на прямых и без уклона участках пути.

Ограждение площадки ТЭЦ, а также ОРУ вне ее территории выполняется стальным сетчатым или железобетонным высотой 2 м, с внутренней стороны ограды имеется свободная от застройки зона шириной 5 м для автоматической охранной сигнализации. Ограда ТЭЦ имеет два автомобильных въезда (кроме железнодорожных) с воротами, имеющими дистанционное управление, контрольно-пропускные пункты и площадки для осмотра грузового транспорта.

Градирни располагаем таким образом, чтобы влага с них не попадала на ОРУ, главный корпус, т.е. их месторасположение увязываем с розой ветров.

На территории ТЭЦ предусматриваем раздельную систему канализации:

-бытовая (хозяйственно-фекальная );

-производственных, незагрязненных сточных вод;

-производственных сточных вод загрязненных нефтепродуктами;

-производственных сточных вод загрязненных осыпью и пылью.

Для скрытых под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а так же газопроводы, воздухопроводы и кабели имеют на поверхности земли устанавливаются указатели.

Согласно СНиП 2.02.04-97 “Административные и бытовые здания” размеры и оборудование вспомогательных помещений проектируем с учетом потребности штатного персонала ТЭЦ и командированных. Бытовые помещения располагаем так, чтобы пользующиеся ими не проходили через производственные помещения. Высота этажей вспомогательных зданий принимаем 4,2 метра. Вспомогательные помещения, размещаемые в пристройках к главному корпусу, сообщаются отапливаемыми переходами.

При проектировании ТЭЦ помещения химводоочистки, центральных ремонтных мастерских, склада химреагентов, материального склада, компрессорной, электролизерной объединяем в одном здании - корпусе подсобных производств. При этом наиболее взрыво- и пожароопасные производства размещаем в одноэтажных зданиях - у наружных стен, а в многоэтажных - на верхних этажах.

Фундаменты под турбоагрегаты, турбоагрегаты, питательные и другие насосы, дымососы, вентиляторы и иное виброактивное оборудование, конструкции опорных креплений площадок их обслуживания, качество изготовления оборудования, монтажа, ремонта и эксплуатации должны обеспечить нормативные требования гигиенических характеристик вибрации, определяющих её воздействие на человека.

В целях пожарной безопасности на рабочих местах предусмотрены:

-- средства сигнализации, представляющие собой тепловые извещатели максимального действия - АТИМ-3, которые срабатывают вследствие деформации биметаллической пластинки при нагревании ее до 60 градусов или дымовые извещатели типа ДИ-1, которые реагируют на возникновение дыма;

-- краны пожарного водопровода (могут быть расположены в непосредственной близости от помещения, в коридоре);

-- огнетушители химические пенные типа ОХП-10. Следует учесть, что этим типом огнетушителей нельзя производить тушение установок под напряжением;

-- огнетушители углекислотные типа ОУ. Этим типом огнетушителей можно производить тушение установок под напряжением.

В КТЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного котлоагрегата или турбоагрегата. Станционные пеногенераторы в этих системах устанавливаются возле ёмкостей с горючими жидкостями и масляных насосов, а также в местах установки арматуры на мазутопроводах. В остальных местах на отметках обслуживания располагают переносные пеногенераторы, со свободным напором не менее 0,4, но не более 0,6 МПа.

Управление стационарными системами пожаротушения - дистанционное и осуществляется из помещений главного щита управлений (ГЩУ).

На площадке, отведенной для строительства ТЭС, выделяем участки для спортивных игр и гимнастических упражнений для работающих на предприятии. Для этих целей выбираем участки с наименьшим загрязнением воздуха и менее подверженные влиянию других вредных факторов, удаленные от главных путей передвижения транспорта.

11.2 Техника безопасности при эксплуатации энергоблока КТ-330-240

Эксплуатационный и ремонтный персонал при эксплуатации энергоблока руководствуется действующими 'Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов'[17], 'Правилами техники безопасности при обслуживании теплосилового оборудования электростанций'[16], “Правилами устройства электроустановок”[18] и т.д.

Все лица, допускаемые к эксплуатации и ремонту теплосилового оборудования электростанций, обязаны знать соответствующие разделы перечисленных выше документов.

Каждый вновь принятый на работу или переведенный на другую работу инструктируется по правилам техники безопасности применительно к условиям работы, в данном цехе с записью об инструктаже и результатах проверки в специальном журнале.

Обо всех нарушениях ПТБ, а также о неисправностях оборудования, механизмов и приспособлений, представляющих опасность для людей или оборудования, немедленно сообщается вышестоящему руководителю.

При несчастном случае или возникновении опасности, персонал, обслуживающий или производящий ремонт, оказывает пострадавшему помощь или принимает меры по предупреждению несчастного случая, вплоть до отключения установки, вызывает начальника смены КТЦ, а в дальнейшем действует по его указанию.

На проектируемой ТЭЦ устанавливаются прямоточные котлы ТГМП-354 с принудительной циркуляцией, газоплотные, предназначенные для получения перегретого пара при сжигании природного газа (основное топливо) и мазута (резервное топливо) паропроизводительностью 1000 т/ч по перегретому пару с давлением 255 ата и температурой 545°С.

Разрушения котлов приводят к тяжелым последствиям: повреждению оборудования, зданий и сооружений, к человеческим жертвам, поэтому проектирование, изготовление и эксплуатация котлов находится под контролем Госпроматомнадзора.

Согласно 'Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов'[17], котлы, пароперегреватели, экономайзеры и их элементы изготовляются только на предприятиях, имеющих на то разрешение местного органа Госпроматомнадзора. Ни один котел не может быть пущен в работу без разрешения Госпроматомнадзора. Котел должен быть зарегистрирован в местных органах Госпроматомнадзора, пройти техническое освидетельствование, на его эксплуатацию должно быть выдано письменное разрешение инспектора котлонадзора.

Оборудование котельного отделения комплектуется с приборами контроля и автоматического регулирования технологических процессов, а также с защитными устройствами, блокировками и сигнализацией. Движущиеся и вращающиеся части оборудования ограждаются. Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах, на поверхности изоляции в помещениях при температуре воздуха +25 °С не должна быть выше +45 °С, а на поверхности обмуровки котлоагрегатов - +55 °С [17]. Предусматривается, что потери теплоты с поверхности обмуровки котлов не превышают 349 Вт/м² (300 ккал/(чм²)). Поверхности изоляции имеют защитное покрытие и окраску. Трубопроводы пара и горячей воды окрашиваются по всей длине и, согласно правилам Госгортехнадзора, имеют цветные кольца.

Особенностью режима работы котлов является длительная безостановочная эксплуатация (от нескольких недель до нескольких месяцев) и значительные колебания тепловых нагрузок в течении суток и дней недели. Круглосуточная работа оборудования и необходимость непрерывного контроля выдвигают определенные требования к качественному и количественному составу сменных бригад. Во главе смены назначают начальника смены, который хорошо знает технические данные обслуживаемого оборудования, производственные инструкции, схемы, правила технической эксплуатации и техники безопасности. Обслуживание котла заключается также в соблюдении заданного режима его работы и графика нагрузок. Это достигается поддержанием соответствия между количествами вырабатываемого пара, подаваемой питательной воды и сжигаемого топлива. Даже кратковременное отклонение от этого соответствия при неприятии своевременных мер может послужить причиной аварии и несчастных случаев. Так, несоответствие количеств подаваемого в топку топлива и снимаемого с котла пара может привести к чрезмерному повышению или понижению давления; несоответствие количеств подаваемого в топку топлива и воздуха могут быть причиной недожога топлива в топке и его отложений в газоходах с последующим воспламенением и взрывом. Машинист должен непрерывно контролировать соблюдение всех параметров и своевременно реагировать на возникающие отклонения, что требует от него не только глубоких знаний, но и внимательности. Члены сменной бригады во время дежурства обходят и осматривают оборудование, регулируют тягу, дутье, подачу топлива и воды, доливают масло в подшипники вращающихся механизмов, выполняют другие работы. Обходы и осмотры котла и вспомогательного оборудования выполняют в определенной последовательности согласно установленным инструкцией маршрутам. Маршруты охватывают все ответственные участки. Трассы оборудуются лестницами, площадками, ограждениями и освещением, обеспечивающими безопасность обходов. Маршруты по возможности должны исключать или сводить до минимума время пребывания людей в зонах с повышенной опасностью. К таким зонам в первую очередь относятся места, где находятся фланцевые соединения, взрывные и предохранительные клапаны, водоуказательные приборы, люки лазов и крышки гляделок топки, движущиеся части механизмов и т.п.

Растопка котла - один из наиболее ответственных этапов его обслуживания. В непосредственной близости от растапливаемого котла прекращаются все работы, выполняемые вне топок и газоходов на сторонах, обращенных к растапливаемому котлу. Чтобы не допустить несчастного случая из-за растопки неисправного котла, начальник смены и машинист проверяют готовность к работе котла и всего вспомогательного оборудования. Длительность растопки котла регламентируется производственной инструкцией.

После монтажных и ремонтных работ в змеевиках и коллекторах пароперегревателя, а также в паропроводе котла могут остаться посторонние предметы, которые, попав в проточную часть турбины и другого оборудования, могут привести к серьезным авариям. Чтобы избежать этого, паропроводы, до их включения в работу, продувают паром. Устраивают специальные временные продувочные паропроводы, присоединяемые к рабочему паропроводу и служащие для вывода продуктов продувки за пределы помещения. Конец продувочной трубы выводится наружу в такое место, где отсутствует какое-либо препятствие истечению пара, движение транспорта и людей (как правило, на кровлю здания). Заранее определяют опасную зону, ограждают ее, вывешивают предупредительные плакаты и выставляют наблюдающих.

Продувка трубопроводов - операция ответственная и опасная, выполняют ее под руководством начальника цеха по специальной программе, утвержденной главным инженером станции. Во время продувки паропроводов создается сильный шум, во много раз превышающий предельно допустимый. Персонал во время продувки применяет средства защиты органов слуха (беруши, наушники).

Для удобного и безопасного обслуживания котлов, пароперегревателей и экономайзеров устанавливаются постоянные площадки и лестницы с перилами высотой не менее 0,9 м со сплошной обшивкой по низу не менее 100 мм. Переходные площадки и лестницы оборудуются перилами с обеих сторон. Площадки длиной более 5 м проектируем с двумя-тремя лестницами, расположенных в противоположных концах.

Лестницы проектируются шириной не менее 600 мм, высотой между степенями не более 200 мм, шириной ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой высоты проектируются с промежуточными площадками. Расстояние между площадками составляет не более 4 м. Лестницам высотой более 1,5 м задаётся угол наклона к горизонтали не более 50°.

Ширина свободного прохода площадок - не менее 600 мм, а для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и другого оборудования - не менее 800 мм. Свободная высота над полом площадок и ступенями лестницы в котельной составляет не менее 2 м.

Во время работы оборудования не допускается находиться вблизи арматуры, предохранительных клапанов, люков и лазов, если это не вызвано необходимостью обслуживания оборудования. При обнаружении свищей в пароводяном тракте, а также пропаривании через изоляцию паропроводов определяется опасная зона и принимаются меры к ее ограждению для предотвращения прохода людей в эту зону. Все работы в зоне прекращаются.

При подтеках мазута, масла на трубопроводах, арматуре и пр., пролитые мазут, масло немедленно удаляются. Все газопроводы, мазутопроводы, паропроводы, трубопроводы запального газа заземляются.

Производство ремонтных работ производится только на остановленных механизмах и оборудовании, и не находящихся под давлением или напряжением. Производство ремонта оборудования производится только после принятия предупредительных мер против его включения в работу. До входа людей в топку в период проведения работ в ней удаляются пробки из ремонтных труб в 'шатре'. Производство сварочных работ при ремонте оборудования в помещении теплосиловых цехов допускается только на громоздких деталях, которые не могут быть вынесены в специальные помещения. Работы выполняются по порядку с письменного разрешения лица, ответственного за пожарную безопасность.

В зоне обслуживания котла и котельного оборудования устанавливаются необходимые противопожарные приспособления, устройства (пожарные краны, огнетушители, ящики с песком) согласно нормам и правилам противопожарной охраны. Руководством электростанции совместно с пожарной охраной разрабатывается и утверждается оперативный план пожаротушения.

12. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА

Компоновкой главного корпуса ТЭЦ называют взаимное расположение отдельных помещений, оборудования в строительных конструкциях. Компоновка главного корпуса обеспечивает надежную, безаварийную, безопасную и удобную эксплуатацию оборудования, возможность его ремонта, удобство монтажа, высокую механизацию работ, соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований, экономичность сооружения, удобство расширения станции.

На проектируемой ТЭЦ принимаем закрытую компоновку главного корпуса. Для корпуса ТЭЦ используем сборный железобетонный каркас, состоящий из колонн, опирающихся на монолитный фундамент. Шаг по колоннам - 12 метров. Машинный зал разделяют по высоте на две части: верхнюю, в которой находятся два турбоагрегата и нижнюю, в которой находится вспомогательное оборудование - конденсаторы турбин, регенеративные подогреватели, конденсатные и питательные насосы, трубопроводы охлаждающей воды и др.

Вверху машинного зала устанавливается мостовой электрический кран с основным крюком грузоподъемностью 50 т и малым крюком с грузоподъемностью 10 т. В перекрытии нижнего отделения устанавливаются проемы для обслуживания краном вспомогательного оборудования.

Размещение турбоагрегата островное - вокруг и вдоль стен устроены галерки и проходы. Размещение поперечное, при этом параллельные оси турбоагрегатов и машинного зала перпендикулярны. Турбоагрегаты размещаются турбинами со стороны котельной, а электрическими генераторами со стороны наружной стены машинного зала. Предусмотрена монтажная площадка на уровне пола конденсационного этажа.

В котельном отделении котлы устанавливаются в бесподвальном помещении на собственном каркасе. Устанавливаем один мостовой кран, предназначенный для монтажа и эксплуатации оборудования. На нескольких отметках предусматриваются ремонтные зоны. В котельное отделение проведены железнодорожные пути, и обеспечен подъезд автотранспорта.

Внутренние колонны машинного зала и котельной соединяются между собой в пределах промежуточного помещения соединительными балками. Это обеспечивает устойчивость главного корпуса против ветровой нагрузки.

Воздухоподогреватели и дымососы устанавливаются на открытом воздухе возле наружной стены котельной. Регенеративные подогреватели устанавливаются по бокам турбины. Сетевые подогреватели размещаются с учетом трассировки трубопроводов.

В деаэраторном отделении устанавливаются деаэраторы питательной воды. Один его этаж занят кабельной подстанцией, а другой - трубопроводами РОУ и БРОУ. Здесь же располагается распределительное устройство собственных нужд.

13. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

План размещения сооружений на территории называют генеральным планом электростанции. При размещении соблюдаются: санитарно-гигиенические, противопожарные правила и нормы. Учтено преобладающее направление ветра, характеризуемое 'розой ветров'.

Сооружения электростанции размещаются так, чтобы обеспечить удобную связь их с топливной и водной базами, потребителями тепловой и электрической энергии. Обязателен также удобный подъезд и подвод железобетонных путей, автомобильных дорог для подвоза топлива, оборудования и материалов.

Территория ТЭЦ разбита на четыре функциональные зоны:

зона основных производственных зданий (главный корпус и технологически связанные с ним открытые установки трансформаторов, ОРУ 110 и 330 кВ, сооружения циркуляционного водоснабжения, мазутное хозяйство);

зона ХВО;

зона складских и вспомогательных зданий;

бытовая зона.

Административно-бытовой корпус соединен с главным корпусом проходной галеркой, сооруженной на уровне основного оборудования. ОРУ располагается вдоль фасада, а градирни со стороны торца главного корпуса.

ХВО, склад реагентов и другие вспомогательные помещения расположены со стороны торца главного корпуса и ПВК. ПВК расположена напротив котельного отделения главного корпуса.

Мазутное хозяйство отделяют от площадки ТЭЦ железнодорожные пути. На территории развитая сеть автомобильных дорог, обеспечивающая эксплуатацию между зданиями и сооружениями, а через подъездную дорогу - с городом. К главному корпусу, мазутному хозяйству, складу химреагентов, материальным складам подведены постоянные транспортные линии.

Территория электростанции благоустраивается и озеленяется. Дороги асфальтируются, на выезде из ТЭЦ (проходная) оборудуется автостоянка и автобусная остановка.

Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды электростанции.

Таблица 13.1. Основные показатели генерального плана

Наименование	Единица измерения	Значение
1. Площадь участка ТЭЦ в ограде	га	21,1
2. Площадь по зданиям и сооружениям	га	10,8
3. Коэффициент застройки	%	51,0
4. Площадь, занятая транспортными магистралями	%	17,0
5. Коэффициент использования территории	%	80
6. Протяженность ограждения	км	2,03

14. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=Qт-Qтфоhтфо)=4,15 1063 -198,5.3500=11,7106 Гкал/год=13,6.106 МВтч/год.

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=11,7.106/(0,93.7)=1,79.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=11,7.106(5,57106)=2,1 Гкал/МВтч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=1,79.106(5,57.106)=0,321 т у.т./МВтч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=1,875.106-1,79.106=0,0852.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц= Qгтф=129.3500=0,45.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф = 0,0852.106/0,45.106 =0,189 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,1230,321=0,40.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,1430,189=0,757.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=14,04.106.1,79.106/(1,875.106)=13,4106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=14,04.106.0,0852.106/(1,875.106)=0,63.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(13,4.106+1,79.106.60)/5,57106=

=19,6 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(0,63106+0,0852106.60)/0,45.106=

=12,76 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,321.60=19,26 $/МВтч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,189.60=11,34 $Гкал =10,5 $/МВтч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц) (Bээ/Bтэц)=(142,12.106/5,57.106)(1,79106/1,875.106 )=24,36 $/МВтч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц) (Bтэ/Bтэц)=(142,12.106/0,45.106)(0,0852106/1,875.106 )=14,35 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=(305,57.106+200,45.106)/220,9.106=0,80.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=220,9106/(9900,4)=557828 $/чел.

Результаты расчетов технико-экономических показателей представлены в таблице 14.1.

Таблица 14.1. - Сводная таблица технико-экономических показателей

№ пп.	Наименование показателя	Обозна- чение	Размерность	Электро- энергия	Теплота	Общий показатель
1	Установленная мощность	N, Q	МВт	990	149,64	1139,64
2	Число часов использования	h	ч/год	5500	5000/3500
3	Годовой отпуск энергии	Э, Q_год	МВтч/год	5,5710⁶	0,6610⁶	6,2310⁶
4	Удельный расход тепла	q	Гкал/ МВтч	2,1
5	Удельный расход топлива на производство энергии	b_ээ, b_тэ	тут/(МВтч), тут/Гкал	0,321	0,189
6	КПД	_ээ,_тэ		0,40	0,757
7	Полные капиталовложения	К	млн. $	210,89	10,01	220,9
8	Условно-постоянные издержки	И_пост	млн./год	13,4	0,63	14,03
9	Годовой расход топлива	В	тут/год	1,7910⁶	0,085210⁶	1,8810⁶
10	Переменные издержки	И_пер	млн./год	98,38	0,19	98,58
11	Приведенные затраты	З_пр	млн./год	141,99	0,13	142,12
12	Удельные приведенные затраты	З_ээ, З_тэ	/(МВтч), /Гкал	24,36	14,35
13	Цена тонны условного топлива	Ц_тут	/тут	60	60	60
14	Топливная составляющая себестоимости	С^т_ээ, С^т_тэ	/(МВтч), /Гкал	19,26	10,5
15	Себестоимость энергии	С_ээ, С_тэ	/(МВтч), /Гкал	19,6	12,76
16	Штатный коэффициент	k_шт	чел./МВт, чел./Гкал			0,4
17	Норма амортизации	Р_а	%			3,7
18	Удельные капиталовложения	k_уд	/МВт			230000
19	IRR	IRR	%			27

15. СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ

Состояние окружающей среды и проблемы, связанные с её охраной, приобретают всё более актуальный характер. Ухудшение состояния окружающей среды, вызываемое процессами производства, переработки, транспорта и потребления энергии при существующем уровне технологии является важнейшим фактором, определяющим развитие современной ситуации в энергетическом мире. Экологические проблемы глубоко переплелись с вопросами экономики и их решение возможно лишь путем объединения усилий энергетических предприятий и потребителей энергии.

Таким образом, мероприятиями по сокращению вредных выбросов предусматривается:

-газификация электростанций и котельных;

-внедрение технологических методов подавления окислов азота, техническое перевооружение и внедрение новых режимных мероприятий;

-разработка и внедрение энергосберегающих технологий у потребителей и контроль за их выполнением;

-строительство новых дымовых труб и подключение котлов к ним для снижения, загазованности городов.

До недавнего времени в энергетике эффективным результатом работ по обеспечению чистоты воздуха считалось выдерживание предельно допустимых концентраций (ПДК) различных вредных веществ на уровне дыхания. Это достигалось в основном за счет дорогостоящих высотных дымовых труб, которые обеспечивали рассеивание вредных веществ до уровня установленных норм на расстояние до 20 км.

Однако в последнее время особое внимание привлечено к проблеме перемещения вредных соединений (серы, азота и др.) от источников выбросов в атмосферном воздухе на большие расстояния (до 1000 км), выпадение кислотных дождей и влиянию их на окружающую среду.

К технологическим методам снижения вредных выбросов в атмосферу относятся:

- минимизация избытков и присосов воздуха в топке котла;

- рециркуляция дымовых газов;

- двух- и трехступенчатое сжигание топлива;

- ввод влаги в топку;

- использование новых конструкций горелок.

Применение этих методов позволяет существенно снизить выбросы оксидов азота (NO_х), причем наибольший эффект достигается на газомазутных котлах. Снижение образования оксидов азота заключается обычно в снижении или ликвидации 'термических' NO_х. Снижение 'термических' NO_х достигается путем воздействия главным образом на максимальную температуру горения, обеспечивается вводом газов рециркуляции, воды и пара в зону горения или дутьевой воздух.

15.1 Обоснование реконструкции горелочных устройств

Целью специального задания является обоснование установки на прямоточном паровом котле ТГМП-354 газомазутных полуподовых плоскофакельных горелок (вместо горелочных устройств вихревого типа, установленных на вертикальных экранах) для снижения выбросов оксидов азота и повышения экономичности работы энергоблоков.

В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционноспособным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды. Наиболее устойчивым оксидом является NO₂, поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO₂.

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

[4]

(газ) - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива (табл.1.7.[4]).

к- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, кг/тут.

где D и - номинальная и фактическая производительности котла, т/час.

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок. Так как газомазутные полуподовые плоскофакельные горелки являются прямоточными, то =0,85.

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления, .

- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку. Так как часть рециркуляции подается в рассечку двух воздушных потоков, то , а остальная часть газов рециркуляции подается по наружному каналу горелок, то . С учетом того, что в рассечку двух воздушных потоков подается около 15% газов рециркуляции, а остальные 5% подаются по наружному каналу горелок, можно записать значение коэффициента :

где - степень рециркуляции дымовых газов.

Расход натурального топлива при номинальной нагрузке:

где

Теперь произведем расчет горелочных устройств вихревого типа при установке их на вертикальных экранах и подаче газов рециркуляции в рассечку двух воздушных потоков:

Имея полученные значения массовых выбросов оксидов азота в атмосферу для двух видов горелочных устройств, можно записать соотношение:

Это значит, что установка на котле ТГМП-354 газомазутных полуподовых плоскофакельных горелок снижает выбросы оксидов азота на 41,3% по сравнению с горелками вихревого типа, установленными на вертикальных экранах котла. Это, в свою очередь, резко снижает необходимость в дополнительных установках по очистке дымовых газов от оксидов азота.

Экономическая оценка ущерба, причиненного годовыми выбросами загрязнений в атмосферный воздух для отдельного источника, определяется по формуле:

- безразмерный коэффициент, зависящий от типа загрязненной территории.

f=0,12 - безразмерный коэффициент, учитывающий характер рассеивания примесей в атмосфере.

Значение приведенной массы годового выброса загрязнений в атмосферу из источника М определяется:

где

- масса годового выброса NO₂ в атмосферу:

- показатель относительной агрессивности примеси табл.(1.14.[4]).

Как видно, экономическая оценка ущерба y напрямую зависит от массового выброса оксидов азота в атмосферу и, естественно, будет на 41,3% ниже для полуподовых плоскофакельных горелок, чем для вихревых горелок, расположенных на вертикальных экранах котла.

То есть, произведя реконструкцию и установив на котел ТГМП-354 газомазутные полуподовые плоскофакельные горелки, мы имеем экономический эффект от реконструкции, равный 41,3%.

15.2 Топочная камера

Условия сжигания природного газа и мазута имеют много общего, что позволяет выполнять топочные камеры для этих видов топлива одинаковой конструкции. Близость характеристик сжигания газа и мазута выражается в следующих показателях:

1. В топливах образуются близкие объемы продуктов сгорания при работе парового котла как мазуте, так и на газе, что позволяет эксплуатировать те же тягодутьевые машины.

2. Горение мазута и газа происходит в парогазовом состоянии (гомогенная среда). Интенсивность горения в обоих случаях определяется условиями перемешивания, а максимально допустимые тепловые напряжения топочного объема имеют близкие значения (300 кВт/м³ -- для мазута и 350 кВт/м³--для природного газа). Поэтому при одинаковой паропроизводительности котла для этих топлив могут быть приняты одинаковые размеры топочных камер.

3. Практическое отсутствие золы при сжигании этих топлив (мазут имеет А^С<0,3%) исключает вероятность шлакования настенных экранов и необходимость в шлакоудалении.

4. Более легкие условия перемешивания воздуха с топливом в газовом состоянии обеспечивают практически полное сжигание топлива при высоких тепловых напряжениях с низкими избытками воздуха = 1,02--1,05 при одинаковой температуре его подогрева (=250--300°С). Это позволяет выполнять комбинированные газомазутные горелки с близкими объемными расходами воздуха и практически равным сопротивлением.

Интенсивное горение этих видов топлива приводит к образованию относительно небольшой по размерам зоны ядра факела вблизи горелок, которая для мазута характеризуется достаточно высоким уровнем температур и значительной интенсивностью теплового потока на настенные экраны. Это создает опасность перегрева металла труб и развития высокотемпературной коррозии, а также ведет к образованию высокой концентрации окислов азота в ядре факела.

Топочная камера открытого типа призматической формы с размерами в плане (по осям труб экранов) 16320х8470 мм. Высота топки от пода до потолочного пароперегревателя 33300 мм.

Тепловое напряжение топочного объема при сжигании мазута составляет 206 кВт/м³ (177х103 ккал/м³ч), теплонапряжение сечения топочной камеры составляет 5,63 МВт/м³ (4,84х106 ккал/м²ч). Стены топочной камеры экранированы газоплотными панелями из плавниковых труб диаметром 32х6 мм (сталь 12Х1МФ) с шагом 46 мм. Газоплотные панели сварены между собой и образуют единую цельносварную коробку.

Для уменьшения приращения теплосодержания в панелях экраны топочной камеры по высоте разделены горизонтальным, разъемом на две части: нижнюю радиационную часть (НРЧ) и верхнюю радиационную часть (ВРЧ) с промежуточным перемешиванием среды.

НРЧ включает в себя панели пода топки и панели вертикальных стен до разъема. ВРЧ состоит из блоков панелей топки, расположенных выше разъема.

Ось разъема расположена на отметке 22600 мм. Места разъемов уплотнены плоскими штампованными листами толщиной 6 мм (сталь 12Х1МФ). Кроме того, для уплотнения узлов разъема по периметру топки в районе коллекторов предусмотрена установка уплотнительной обшивки из щитов, которые присоединены к гребенкам, приваренным к трубам экранов. Уплотнение проходов труб через стенки уплотнительных коробок выполнено с помощью сильфонов.

С наружной стороны все щиты имеют теплоизоляционную обмазку.

Уплотнение мест примыкания панелей пода к боковым стенам топки производится с помощью гребенок, приваренных к трубам примыкающих панелей. Аналогично выполнены узлы примыкания к стенам топки панелей потолочного перекрытия и переходного газохода.

Для улучшения аэродинамики верхней части топочной камеры трубы заднего экрана ВРЧ образуют выступ в топку на глубину 2400мм.

Топочную камеру оборудуем восемью газомазутными полуподовыми горелками и восемью соплами вторичного дутья, расположенными встречно на фронтовой и задней стенах топки в один ярус (по четыре горелки и четыре сопла вторичного дутья на фронтовой и задней стенах топки). Расстояние по горизонтали между центральными горелками - 3496 мм, между центральными и крайними -- 3496 мм.

Расстояние от крайних горелок до боковых стен топочной камеры - 2900 мм.

Сопла вторичного дутья расположены на одной вертикальной оси с горелками на отметке 14450мм. Расстояние от сопел вторичного дутья до горелок 7000мм.

Все стены топочной камеры подвешены к металлоконструкциям потолочного перекрытия и вся цельносварная коробка, образованная этими стенами, при нагревании свободно перемещается (удлиняется) вниз.

Для обеспечения необходимой жесткости сварной системы стен котла по всей высоте топки имеются горизонтальные пояса жесткости.

Для крепления поясов жесткости к наружной стороне блоков газоплотных экранов приварены опоры -- по четыре опоры в каждом ряду в пределах блока (для фронтовых и задних экранов топки). Для блоков боковых экранов топки по три опоры в каждом ряду.

Опора состоит из скобы, которая при помощи косынок (по две штуки сверху и снизу) приваривается к плавникам. Внутрь скобы вварены по два отрезка швеллера. к которым на монтаже привариваются шарнирные соединения поясов жесткости.

15.3 Мазутные форсунки

На газомазутных паровых котлах горелки выполняют комбинированными, поскольку объемные расходы воздуха через горелки при сжигании газа и мазута практически одинаковы. Тип горелок выбирают в зависимости от тепловой мощности котла и расположения горелок на стенах топки, исходя из обеспечения наилучшего заполнения топки факелом. Для тонкого распыления мазута в целях его эффективного сжигания применяют форсунки. Форсунка вместе с каналом подачи горячего воздуха и устройством для его завихривания (регистром) образуют мазутную горелку. В зависимости от метода распыления мазута различают механические, паромеханические и паровые форсунки.

Механические форсунки являются наиболее распространенным видом форсунок. Распыл мазута в этом случае обеспечивается подачей его под избыточным давлением (2,5--4,5 МПа) в вихревую камеру форсунки и выходом закрученной массы мазута через узкое отверстие - сопло. Мазут вводится в вихревую камеру несколькими тангенциальными каналами, при этом создается интенсивно вращающийся вихрь с потенциальным распределением скоростей

В центре вращающегося потока создается пониженное давление, заполненное газовым вихрем, в результате чего истечение жидкого топлива из сопла происходит через кольцевое сечение. На выходе из форсунки пленка жидкого топлива в зависимости от соотношения тангенциальной и аксиальной составляющих скорости раскрывается под определенным углом и затем под действием набегающего потока воздуха дробится на отдельные капли, которые движутся по параболе.

Паромеханические форсунки имеют более широкий диапазон регулирования за счет использования при сниженной нагрузке энергии пара для тонкого распыла мазута. Такая форсунка представляет собой соединение обычной механической форсунки с дополнительным кольцевым каналом подвода пара (Рп==0,2--0,4 МПа). Вместо центробежной вихревой камеры в форсунке применен аксиальный завихривающий аппарат с конусом-рассекателем. Поток пара со скоростью, близкой к критической, внедряется в распыляемую мазутную струю и за счет своей энергии тонко дробит капли мазута. Расход пара на распыл составляет не более 10% расхода мазута. Такая форсунка имеет диапазон качественного регулирования нагрузки 20--100%.

Кроме указанных, находят применение многосопловые паромеханические форсунки, создающие плоский факел и применяемые для плоских прямоточных горелок.

Паровые форсунки используются на электростанциях, сжигающих твердое топливо, только как растопочные. В длительной работе они неэкономичны из-за большого расхода пара на распыл (40--60% расхода мазута). Пар давлением 0,4--0,6 МПа эжектирует мазут и тонко дробит его. Мазут может иметь низкое давление. Форсунки этого типа просты по конструкции, обеспечивают высокое качество распыла мазута даже при невысоком его подогреве (до 80°С). Обычно растопочные форсунки могут обеспечить около 30% производительности парового котла.

С учетом вышесказанного полуподовые горелки укомплектовываем паромеханическими плоскофакельными форсунками типа “Веер-2М”

15.4 Горелочное устройство

Одним из преимуществ комбинированных горелок является возможность легкого перехода с одного вида топлива на другое. При этом сжигание каждого из них должно происходить в оптимальных условиях. Горелки рассчитаны на раздельное сжигание газа и мазута, но допускается кратковременная работа на двух видах топлива при переходах с одного вида топлива на другой.

В вихревой горелке каналы подвода воздуха выполняются общими для обоих видов топлив, а расположение каждого вида горелочного устройства должно обеспечить быстрое и полное смешение топлива с воздухом. Для эффективного смешения с топливом поток воздуха в горелке сильно турбулизируется с помощью воздушного регистра (воздухонаправляющего устройства), обеспечивающего его интенсивную закрутку.

Воздушные регистры выполняют трех видов: улиточный, аксиальный лопаточный и тангенциальный лопаточный. С учетом больших расходных объемов воздуха улиточный завихритель получается довольно громоздким. Его применяют на горелках относительно небольшой мощности. Аксиальный лопаточный аппарат наиболее прост в выполнении и имеет наименьшее гидравлическое сопротивление, но для пропуска всего потока воздуха требует канал большого диаметра. Тангенциальный лопаточный регистр имеет несколько большее сопротивление, но отличается возможностью регулирования размера проходного сечения при изменении нагрузок путем перемещения вдоль оси горелки регулирующего диска.

Газомазутная горелка ЦКБ (Харьковский филиал) - ВТИ - ТКЗ для прямоточного котла блока 330 МВт имеет тангенциально-аксиальный подвод воздуха через лопаточный аппарат с разделением основного потока воздуха на два канала. Кроме того, имеется еще третичный воздух, постоянно поступающий по центральному каналу для охлаждения мазутной форсунки. При снижении нагрузки расход воздуха по периферийному кольцевому каналу уменьшается регулирующим шибером.

Подача мазута осуществляется паромеханической форсункой типа ТКЗ-4М. Природный газ в основном вводится в поток воздуха с периферии большим числом труб диаметром 32 мм и частично из отверстий центрального коаксиального канала.

Полуподовая горелка состоит из трех основных частей: подовой, центральной и верхней (горизонтальной).

Подовая часть представляет собой короб прямоугольной формы (сопло), разделенный перегородкой на два канала: по внешнему каналу, расположенному ближе к центру топки, поступает воздух, а по внутреннему, расположенному ближе к углу - газы рециркуляции.

В канале газов рециркуляции установлена направляющая перегородка, которая позволяет часть этих газов, через три трубы диаметром 60х5мм (12Х18Н10Т) направить в центральную часть горелки. Эта подача газов предусмотрена для защиты центральной зоны горелки от обгорания. Между трубами диаметром 60х5мм установлены две трубы диаметром 57х3,5мм (В20) под датчики контроля факела.

В центральную часть горелки встроены трубы для форсунки, гляделки и запальника УЗОД. Все эти трубы вставлены в трубы большего диаметра, образуя кольцевой канал, в который подаются газы рециркуляции (дополнительная защита центральной зоны горелки от обгорания).

Подача газа в центральную часть горелки осуществляется следующим образом: газ поступает в два газовых коллектора диаметром 159х5мм и диаметром 273х8мм. Из коллектора диаметром 159х5мм газ одной трубой 42х4,5мм подается непосредственно в топку, а три трубы того же диаметра, выйдя из коллектора, прошивают коллектор диаметром 273х8мм и подают газ в топку под углом 40° к горизонтали. Из нижнего коллектора газ одной трубой диаметром 42х4,5мм подается непосредственно в топку. Три трубы из верхнего коллектора, пройдя нижний коллектор, располагаются внутри трубы диаметром 89х4,5мм, образуя кольцевой канал, по которому подается газ из нижнего коллектора.

Верхняя горизонтальная часть горелки представляет собой короб прямоугольной формы под углом 20° к горизонтали, ось выходного окна короба расположена на 918мм выше оси подового экрана. В верхней части короба горизонтально установлено две трубы диаметром 57х3,5мм под датчики контроля пламени горелки.

Для работы на мазуте горелки укомплектованы паромеханическими плоскофакельными форсунками типа 'Веер-2М', обеспечивающими при давлении мазута 35 кгс/см расход мазута 8,75 т/час на одну горелку и 0,4375 т/час при давлении мазута 3 кгс/см² и давлении распыливающего пара 6 кгс/см². Качество распыла при этом не ухудшается.

Давление природного газа перед горелками на номинальной нагрузке - 0,25 кгс/см², расход газа - 10000 нм³/час на одну горелку.

Сопротивление горелки по воздуху в зависимости от распределения воздуха по соплам меняется от 150 мм.в.ст. до 250мм.в.ст.

Расход газов рециркуляции на номинальной нагрузке - 20% от всего воздуха поступающего в топку.

Расход воздуха через сопла вторичного дутья, когда все шибера на воздушных коробах открыты - 25% от общего воздуха.

Скорость воздуха на выходе из сопел вторичного дутья при полностью открытых шиберах составит 35м/с в связи с тем, что в отводах от общего короба к соплам установлены дросселирующие перегородки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Данный дипломный проект был разработан для газомазутной ТЭЦ 990 МВт. Обоснование строительства ТЭЦ было проведено в сравнении с КЭС с тремя блоками К-300-240. Приведенные затраты на ТЭЦ 142,12$/год, а на КЭС 147106 $/год. Поэтому было принято строительство ТЭЦ с тремя блоками КТ-330-240.

Далее был произведен расчет принципиальной тепловой схемы блока 330 МВт и укрупненный расчет теплогенерирующей установки ТГМП-354.

Был сделан выбор вспомогательного оборудования в турбинном отделении (ПНД, ПВД, деаэратор, питательные, конденсатные и др. насосы) и в котельном отделении (дымососы и вентиляторы).

Было описано топливное хозяйство, в которое входят мазутное и газовое хозяйства. Основное топливо - природный газ, резервное - мазут.

Была принята оборотная система технического водоснабжения. В качестве водоохладителя используются градирни. Водно-химический режим - нейтрально-окислительный.

В электрической части дипломного проекта сделан выбор основного электрического оборудования и принято к установке 3 генератора ТЗВ-320-2УЗ и 2 трансформатора ТДЦ-400000/330-У1 и 1 трансформатор ТДЦ-400000/110-У1. Далее был произведен расчет токов короткого замыкания, были выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения, было описано ОРУ-330.

В разделе “Автоматизация технологических процессов и АСУ” в качестве специального задания была описана схема управления уменьшения выбросов вредных веществ.

В разделе “Охрана окружающей среды” произвели расчет высоты дымовой трубы для обеспечения необходимого рассеивания вредных веществ (Н=180м).

Далее перечислили требования и их учет при разработке генерального плана электростанции, а также описали требования техники безопасности при эксплуатации энергоблока КТ-330-240.

После кратко описали компоновку главного корпуса и генеральный план электростанции, также рассчитали технико-экономические показатели энергоблока КТ-330-240.

Целью специального задания являлось обоснование установки на прямоточном паровом котле ТГМП-354 газомазутных полуподовых плоскофакельных горелок (вместо горелочных устройств вихревого типа, установленных на вертикальных экранах) для снижения выбросов оксидов азота и повышения экономичности работы энергоблоков.

Было доказано, что установка на мощном котле газомазутных полуподовых плоскофакельных горелок снижает выбросы оксидов азота на 41,3% по сравнению с вихревыми горелками, установленными на вертикальных экранах котла.

Итак, данная станция является объектом выгодным как в экономическом, так и в экологическом плане.

ЛИТЕРАТУРА

А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова Электрическая часть станций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1990.

А.Д. Качан, И.В. Муковозчик Технико - экономические основы проектирования ТЭС. Мн.: Вышэйшая школа, 1983.

А.М. Леонков, А.Д. Качан Дипломное проектирование. Тепловые и атомные электрические станции. Мн.: Вышэйшая школа, 1991.

В.А. Золотарева, Н.Б. Карницкий, В.А. Чиж Методическое пособие по курсу «Охрана природы» для студентов специальности «Тепловые электрические станции». Мн., 1990.

В.А. Золотарёва, Н.Б. Карницкий, В.А. Чиж Методическое пособие по дисциплине «Основы проектирования ВПУ» для студентов специальности «Теплоэнергетика». Мн.: БГПА, 1995.

В.Н. Нагорнов Методические указания для студентов специальности «Тепловые электрические станции». Мн.,1990.

В.Р. Котлер Оксиды азота в дымовых газах котлов. М., «Энергоатомиздат», 1987.

В.Я. Рыжкин Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1989.

Г.П. Плетнёв Автоматическое управление объектами тепловых электрических станций. М., 1981.

Гришфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции. М., «Энергия», 1973.

И.И Стриха, Н.Б. Карницкий Экологические аспекты энергетики: атмосферный воздух. Мн., УП «Технопринт», 2001.

М.И. Резников, Ю.М. Липов Паровые котлы тепловых электростанций. М., «Энергоатомиздат», 1981.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования. М.: Энергоатомиздат, 1989.

Охрана труда в вопросах и ответах. М.: «Энергия», 2000.

Под общей ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина Тепловые и атомные электростанции: Справочник. М.: «Энергия», 1989.

Правила пожаробезопасности для энергетических предприятий. РД 34.03.30 - М.: Энергоатомиздат, 1988.

Правила техники безопасности при обслуживании теплосилового оборудования электростанций и тепловых сетей. М.: Энергия, 1984.

Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов (ПУБЭ М 0.00.1.08-96). Мн.: Проматомэнергонадзор МУС РБ БОИМ, 1997.

Правила устройства электроустановок. М.: «Энергия»,1984.

Рожкова Л.Д., Козулин И.П. Электрическая часть станций и подстанций. М.: «Энергия», 1980.

Тепловой расчёт котельных агрегатов. М.: «Энергия», 1973.