Главная       Продать работу       Заказать работу       Блог       Контакты       Оплата       О нас       Как мы работаем       Регистрация       Вход в кабинет
Тех. дипломные работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   электроснабжение
   пищевая промышленность
   водоснабжение
   газоснабжение
   автоматизация
   теплоснабжение
   холодильники
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. курсовые работы
   автомобили
   спец. техника
   станки
   тех. маш.
   строительство
   детали машин
   электроснабжение
   газоснабжение
   водоснабжение
   пищевая промышленность
   автоматизация
   теплоснабжение
   ТММ
   ВСТИ
   гидравлика и пневматика
   машиностроение
   др. тех. специальности

Тех. дополнения
   Отчеты
   Расчетно-графические работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Чертежи и 3D моделирование
   Тех. soft
   Рефераты
   Общий раздел
   Технологический раздел
   Конструкторский раздел
   Эксплуатационный раздел
   БЖД раздел
   Экономический раздел
   Экологический раздел
   Автоматизация раздел
   Расчетные работы

Гум. дипломные работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. курсовые работы
   педагогика и психология
   астрономия и космонавтика
   банковское, биржевое дело
   БЖД и экология
   биология и естествознание
   бухгалтерский счет и аудит
   военное дело
   география
   геология
   государство и право
   журналистика и СМИ
   иностранные языки
   история
   коммуникации
   краеведение
   кулинария
   культура и искусство
   литература
   экономика и торговля
   математика
   медицина
   международное отношение
   менеджмент
   политология
   музыка
   религия
   социология
   спорт и туризм
   таможенная система
   физика
   химия
   философия
   финансы
   этика и эстетика
   правознавство

Гум. дополнения
   Отчеты
   Расчетные работы
   Лекции
   Задачи
   Лабораторные работы
   Литература
   Контрольные работы
   Сочинения
   Гум. soft
   Рефераты

Рефераты
   Авиация и космонавтика
   Административное право
   Арбитражный процесс
   Архитектура
   Астрология
   Астрономия
   Банковское дело
   Безопасность жизнедеятельнос
   Биографии
   Биология
   Биология и химия
   Биржевое дело
   Ботаника и сельское хоз-во
   Бухгалтерский учет и аудит
   Валютные отношения
   Ветеринария
   Военная кафедра
   ГДЗ
   География
   Геодезия
   Геология
   Геополитика
   Государство и право
   Гражданское право и процесс
   Делопроизводство
   Деньги и кредит
   ЕГЭ
   Естествознание
   Журналистика
   ЗНО
   Зоология
   Издательское дело и полиграф
   Инвестиции
   Иностранный язык
   Информатика
   Информатика, программировани
   Исторические личности
   История
   История техники
   Кибернетика
   Коммуникации и связь
   Компьютерные науки
   Косметология
   Краеведение и этнография
   Краткое содержание произведе
   Криминалистика
   Криминология
   Криптология
   Кулинария
   Культура и искусство
   Культурология
   Литература : зарубежная
   Литература и русский язык
   Логика
   Логистика
   Маркетинг
   Математика
   Медицина, здоровье
   Медицинские науки
   Международное публичное прав
   Международное частное право
   Международные отношения
   Менеджмент
   Металлургия
   Москвоведение
   Музыка
   Муниципальное право
   Налоги, налогообложение
   Наука и техника
   Начертательная геометрия
   Оккультизм и уфология
   Остальные рефераты
   Педагогика
   Политология
   Право
   Право, юриспруденция
   Предпринимательство
   Прикладные науки
   Промышленность, производство
   Психология
   психология, педагогика
   Радиоэлектроника
   Реклама
   Религия и мифология
   Риторика
   Сексология
   Социология
   Статистика
   Страхование
   Строительные науки
   Строительство
   Схемотехника
   Таможенная система
   Теория государства и права
   Теория организации
   Теплотехника
   Технология
   Товароведение
   Транспорт
   Трудовое право
   Туризм
   Уголовное право и процесс
   Управление
   Управленческие науки
   Физика
   Физкультура и спорт
   Философия
   Финансовые науки
   Финансы
   Фотография
   Химия
   Хозяйственное право
   Цифровые устройства
   Экологическое право
   Экология
   Экономика
   Экономико-математическое мод
   Экономическая география
   Экономическая теория
   Этика
   Юриспруденция
   Языковедение
   Языкознание, филология

Главная > Тех. дипломные работы > теплоснабжение
Название:
Отопительная ТЭЦ мощностью 220 МВт

Тип: Дипломные работы
Категория: Тех. дипломные работы
Подкатегория: теплоснабжение

Цена:
1 грн



Подробное описание:

РЕФЕРАТ
Дипломный проект: с., рис., табл., источников.
ПРОЕКТ ТЭЦ, ТУРБИНА, ПАРОВОЙ КОТЕЛ, ВОДОПОДГОТОВКА, САР, ИСПАРИТЕЛЬ МГНОВЕННОГО ВСКИПАНИЯ, КАЧЕСТВО
Объектом разработки является отопительная ТЭЦ мощностью 220 МВт.
Цель проекта: спроектировать ТЭЦ, разработать мероприятия по утили-зации теплоты продувочной воды непрерывной продувки.
В процессе проектирования выполнены следующие исследования: выбра-но основное оборудование (две турбины Т-110/120-130 и два котла Е-500-13,8-560ГМН); экономически обоснован выбор основного оборудования; рассчитана принципиальная тепловая схема энергоустановки; произведён ук-рупнённый расчёт котлоагрегата; на основании произведенных расчётов выбрано вспомогательное оборудование турбинного и котельного отделений; произведено описание топливного хозяйства ТЭЦ; выбрана и рассчитана система технического водоснабжения; согласно принятым тепловым нагрузкам, тепла рассчитана химическая часть в объеме водоподготовки и водно-химического режима; произведен расчет величин токов короткого замыкания, в соответствии с кото-рыми выбраны электрические аппараты ТЭЦ; выбраны и описаны основные сис-темы автоматического регулирования технологических процессов на ТЭЦ; в раз-деле охрана окружающей среды выполнены расчеты вредных выбросов при ра-боте станции на газе и мазуте, рассчитана высота дымовой трубы; рассмотрен ряд вопросов по охране труда на ТЭЦ; представлена компоновка главного корпуса; разработан генеральный план станции; в качестве специального задания разработаны мероприятия по утилизации теплоты продувочной воды непрерыв-ной продувки.
Студент-дипломник подтверждает, что приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние исследуемого процесса (разрабатываемого объекта), все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

СОДЕРЖАНИЕ

стр.
ВВЕДЕНИЕ
1 ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2 РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА
3 УКРУПНЕННЫЙ РАСЧЕТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ
4 ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
5 ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО
6 СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
7 ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ТЭЦ
8 ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
9 АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛО-ГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ ТЭЦ
10 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
11 ОХРАНА ТРУДА
12 КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО КОРПУСА
13 ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С ТРАССИРОВКОЙ ЛЭП И ТЕПЛОТРАСС
14 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
15 СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

ВВЕДЕНИЕ


Успешное функционирование народного хозяйства Республики Беларусь в значительной степени обуславливается устойчивой работой отраслей топливно-энергетического комплекса. Однако проблема обеспечения потреби-телей необходимыми объемами топлива и энергии в последние годы имеет тенденцию к обострению.
Тепловые электрические станции являются на сегодняшний день основ-ным источником электрической энергии. Даже современные КЭС на сего-дняшний день имеют невысокий КПД – это обусловлено технологией произ-водства (ограничивает термический КПД цикла). Выработка электрической энергии на тепловом потреблении позволяет существенно повысить КПД и тем самым снизить расход столь дорогого на сегодняшний день топлива. В связи с этим проектирование и строительство новых ТЭЦ является основным направ-лением сбережения топливных ресурсов. Очевидно, что подобное направление топливосбережения возможно лишь при стабильной экономике и активно раз-вивающемся производстве, требующем большие объёмы тепловой энергии. Не-сомненно, что экономическое положение нашей республики на сегодняшний день не позволяет строить мощные ТЭЦ или КЭС, именно поэтому станции не-большой мощности, требующие относительно небольших капиталовложений сегодня имеют наибольшую актуальность.
Развитие вычислительной техники позволяет применять на станциях различные автоматизированные системы, построенные на базе ЭВМ, что зна-чительно упрощает обслуживание ТЭС, получение информации и управление технологическими процессами, хоть и требует повышения квалификации пер-сонала. С помощью ЭВМ можно в значительной мере усилить контроль за те-кущим состоянием энергетического оборудования, и в результате чего свое-временно выявлять неполадки и дефекты, что в конечном итоге ведет к умень-шению эксплуатационных затрат.

1 ОБОСНОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И
ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.1 Общие сведения

Выбор оптимального варианта проектируемого объекта осуществляется на основе расчётов сравнительной экономической эффективности капитальных вложений, показателем которой является минимум приведённых затрат. Расчёт оптимального варианта по минимуму приведённых затрат требует соблюдения условий сопоставимости:
а) варианты должны быть технически сопоставимы и взаимозаменяемы;
б) варианты должны быть экономически сопоставимы, то есть обеспечи-вать одинаковый производимый эффект;
в) при сопоставлении вариантов должны обеспечиваться единство мето-дов расчёта и следует выдерживать одинаковый уровень цен.
Необходимость в сооружении ТЭЦ вызывается требованиями покрытия тепловых нагрузок города с населением в 77000 человек. Расчет производится в соответствии с данными указанными в [1].
Рассмотрим и сравним 2 варианта основного оборудования:
I) 2 турбины Т-110/120-130, 2 котла Е-500-13,8-560ГМН (ТГМЕ-464).
II) блок Т-250/300-240 + 1000 т/ч.

1.2 Величины тепловых нагрузок
Номинальная тепловая нагрузка теплофикационного отбора для турбины Т-110/120-130 (Т-110) составляет:
(1.1)
Тепловая нагрузка теплофикационных отборов для ТЭЦ в целом :
(1.2)
Задаемся часовым и годовым коэффициентами теплофикации:

Тогда расчетный часовой отпуск тепла на теплофикационные нужды составит:
(1.3)

1.3 Обоснование теплофикационных нагрузок

Определим тепловую нагрузку для станции. Для этого примем КПД теп-ловых сетей тс = 0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:
для отопления и вентиляции
для горячего водоснабжения
,
где – число часов использования максимума нагрузки;
и - удельные расходы тепла на одного жителя для отопления и вентиляции, а также горячего водоснабжения соответственно;
и - число часов использования максимума нагрузки отопления и вентиляции, а также горячего водоснабжения соответственно.
(1.4)
Определим тепловую часовую нагрузку:
(1.5)
Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:
- отопление и вентиляция :
(1.6)
- горячее водоснабжение :
(1.7)
Cуммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году :
(1.8)
Максимальная часовая нагрузка отопления и вентиляции , а также горячего водоснабжения соответственно составит:
(1.9)
(1.10)
Суммарная расчетная часовая теплофикационная нагрузка ТЭЦ :
(1.11)
Годовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ :
(1.12)
Часовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ :
(1.13)
Число часов использования ТФ-отборов отборов hтфо:
(1.14)
Принимаем

1.4 Выбор основного оборудования ТЭЦ

В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок принимаем для сравнения 2 варианта основного оборудования:
I) 2 турбины Т-110/120-130, 2 котла Е-500-13,8-560ГМН (ТГМЕ-464).
II) блок Т-250/300-240 + 1000 т/ч.

1.5 Выбор пиковых водогрейных котлов
Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и сум-марного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин, часовой отпуск тепла от ПВК составляет:
(1.15)
Потребности ПВК обеспечиваем за счет 3 котлов типа КВГМ-100-150 производительностью [1].
Годовой отпуск тепла от ПВК:
(1.16)

1.6 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

1.6.1 Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Капиталовложения в основное оборудование
Тип оборудования Затраты на 1 оборудования (млн. $)
головной последующий
Т-110/120-130 122,2 61,1
Е-500-13,8-560ГМН 91,8 56,8
КВГМ-100-150 - 7,4
Т-250/300-240+1000т/ч 418,8 259,3
Найдём капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП. Принимаем среднюю протяжённость тепловых сетей lтс = 15 км, ЛЭП – lлэп = 15 км.
Удельные капиталовложения в тепловые сети – kтс = 4106 у.е./км, в ЛЭП – kлэп = 1,68106 у.е./км [1].
Полные капиталовложения в тепловые сети и ЛЭП:
Kтс = kтс lтс = 4106 15 = 60∙106 у.е.; (1.17)
Kлэп = kлэп lлэп = 1,68106 15 = 25,2∙106 у.е. (1.18)
Общие капиталовложения в ТЭЦ (вариант I) КIТЭЦ:
(1.19)
Удельные капиталовложения в ТЭЦ (вариант I) :
(1.20)
Общие капиталовложения в ТЭЦ (вариант II) КIIТЭЦ:
(1.21)
Удельные капиталовложения в ТЭЦ (вариант II) :
(1.22)

1.6.2 Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

В таблице 1.2 указаны энергетические характеристики теплофикацион-ных турбин Т-250, Т-110.
Таблица 1.2 – Энергетические характеристики турбин, МВт/МВт
Турбина a rk r Wтхо Wтфо c Qнчтхо Qнчтфо
Т-250 39,6 1,98 1,32 - 0,63 40,7 - 384
Т-110 20,7 2,33 1,315 - 0,6 34,9 - 204
где а – расход теплоты на холостой ход;
rk – относитый прирост для конденсационного потока;
Δr – уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;
Wтхо, Wтфо – удельная выработка электрической энергии на технологиче-ском и тепловом потоке соответственно;
с – потери в отборах, МВт.
Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбоагрегатов и котлов. Предварительно определим годовую энергетическую характеристику турбин:
(1.23)
(1.24)
где Этi - годовая выработка электроэнергии;
Т - число часов работы в году.
(1.25)
Рассчитаем вышеприведенные показатели для каждого типа выбранных турбоагрегатов.
Т-110/120-130:
(1.25)
(1.26)
(1.27)
Т-250/300-240:
(1.28)
(1.29)
(1.30)
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
, (1.31)
где Ni – электрическая мощность i –го турбоагрегата, МВт;
hi – годовое число часов использования электрической мощности, ч;
Эcн – расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ, %;
(1.32)
(1.33)
(1.34)
Общая потребность в теплоте от паровых котлов:
(1.35)
(1.36)
(1.37)
Годовой расход условного топлива на паровые котлы:
, (1.38)
где = 7 Гкал/т.у.т.;
каб – КПД котлоагрегата.
(1.39)
(1.40)
Годовой расход условного топлива на ПВК:
,
где = 7 Гкал/т.у.т.;
бПВК – КПД ПВК.
. (1.41)
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
(1.42)
(1.43)
(1.44)
Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате bКА:
(1.45)
(1.46)
(1.47)

1.6.3 Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

Постоянные издержки Ипост:
(1.48)
где Рам, % – норма амортизации (табл.6 [1]);
Зсг = 6000 у.е./чел∙год – среднегодовая заработная плата;
kшт, чел/МВт – штатный коэффициент (табл.8 [1]).
(1.49)
(1.50)
Переменные издержки Ипер:
(1.51)
(1.52)
где Цт .= 235 у.е./т у.т. – цена 1 тонны условного топлива.
Приведенные затраты на ТЭЦ:
(1.53)
где Итс – издержки на эсплуатацию тепловых сетей:
(1.54)
ИЛЭП – издержки на эсплуатацию ЛЭП:
(1.55)
(1.56)
(1.57)

1.7 Выбор оптимального состава оборудования

Оптимальным, то есть более предпочтительным для строительства, яв-ляется 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 обо-рудования, перспективность схемы, охрана окружающей среды, топливно-энергетический баланс и др.).
В данном проекте разность между приведенными затратами составляет:
(1.58)
Так как составляет 5 %, то сравниваемые варианты являются равно-экономичными, следовательно, в качестве основного оборудования выбираем 2 турбины Т-110/120-130 и 2 котла Е-500-13,8-560ГМН (ТГМЕ-464).
Однако для более точного сравнения произведем сравнение вариантов оборудования по NPV.

2 РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ БЛОКА

2.1 Построение процесса расширения в hs-диаграмме

Турбина Т-110/120-130 имеет 7 регенеративных отборов и 2 теплофика-ционных; номинальная мощность турбины Nном = 110 МВт; начальные пара-метры пара перед турбиной р0 = 12,75 МПа, t0 = 555 °C; давление в конденсаторе рк = 5 кПа.
Номинальная теплофикационная нагрузка Qт = 733 ГДж/ч [2].
Для определения давления в отопительных отборах задаёмся тепловым графиком теплосети 150/70 (рисунок 2.1).

 

 

 

 

Рисунок 2.1 – Тепловой график ТС
Для расчёта возьмём точку . В этом случае температура обратной сети . Рассчитываем температуру за верхним сетевым подогревателем:
, (2.1)
где – доля покрытия теплофикационной нагрузки турбоустанов-кой;
– температура прямой сети;
– температура обратной сети.

Применяем равный подогрев сетевой воды по ступеням.
Температура воды за первым сетевым подогревателем (СП):
.
Задаемся температурным напором:
(2.2)
Температура насыщения пара в нижнем и верхнем СП:
; (2.3)
(2.4)
По таблице термодинамических свойств воды и водяного пара находим давление насыщения:
, .
Давление в отборах определяем по формуле:
, (2.5)
где .
,
.
На найденные давления в отборах имеются пределы изменения давления пара (таблица 3.29 [3]):
 в верхнем отопительном отборе 0,06-0,25
 в нижнем отопительном отборе 0,05-0,2
Данное ограничение выполняется, так как
Скорректируем давление в 5 отборе:
(2.6)
Так как турбина работает в номинальном режиме, то можно принять = 1. Давление в 5 отборе:
.После коррекции давление пара в отборах турбины сведем в таблицу 2.1.
Таблица 2.1 – Давление пара в отборах турбины
Отбор Р, МПа
I 3,33
II 2,29
III 1,23
IV 0,6
V 0,338
VI 0,193
VII 0,091
Принимаем потери в регулирующих клапанах 3 %, в перепускных трубах – 2 %.
Относительный внутренний КПД:
, , [2].
По рассчитанным данным строим процесс расширения в hs-диаграмме (рисунок 2.2).
Уточняем давление в подогревателях:
, (2.7)
где — потери давления в паропроводах отборов.
Температура воды в подогревателях:
, (2.8)
где – температурный напор, принимаем 4 °С в ПВД, 2 °С в ПНД.
Принимаем давление воды в ПНД 1,5МПа, в ПВД:
(2.9)

Рисунок 2.2 – Процесс расширения в hs-диаграмме
Коэффициент недовыработки отборов:
(2.10)
Результаты расчета hs-диаграммы сведем в таблицу 2.2.
Таблица 2.2 – Таблица состояния пара и воды
N Пар Конденсат Вода отб уотб
р, МПа t(x), С h, кДж/кг tн, °С h, кДж/кг tв, °C рв, МПа hв, кДж/кг
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
0 12,75 555 3486 — — — — — —
0’ 12,37 554 3486 — — — — — —
1 3,33 418 3273 — — — — — 0,765
П1 3,1 418 3273 235 1013 231 15,94 998 —
1’ 3,23 417 3273 — — — — — —
2 2,29 372 3180 — — — — — 0,66
Окончание таблицы 2.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
П2 2,13 372 3180 215 922 211 15,94 903 —
3 1,23 300 3045 — — — — — 0,513
ПЗ 1,14 300 3045 185 786 181 15.94 771 —
Д 0,618 300 3045 160 675 160 - 675 —
4 0,6 224 2901 — — — — — 0,354
П4 0,56 224 2901 158 667 156 1,5 659 —
5 0,338 168 2790 — — — — — 0,232
П5 0,314 168 2790 135 568 133 1,5 560 —
6 0,193 119 2700 — — — — — 0,132
П6 0,180 119 2700 117 490 115 1,5 483 —
7 0,091 98 2580 — — — — — 0
П7 0,085 98 2580 95 404 93 1,5 391 —
К 0,005 40 2580 — — — — — —

Принимаем расход пара на турбину Gт = 1. Тогда подвод свежего пара к стопорным клапанам ЦВД:
Go = Gт + = Gт + 0,02Gт = 1,02Gт.. (2.11)
Паровая нагрузка парогенератора:
Gпе = Go + Gут = 1,02Gт + 0,0121,02Gт = 1,0322Gт, (2.12)
где Gут - потеря от утечек через неплотности.
Расход питательной воды:
Gпв = Gпе + Gпр = 1,0322Gт + 0,0051,0322Gт = 1,0374Gт, (2.13)
где Gпр - расход продувочной воды.
Приведенный расход продувочной воды:
G’пр = Gпр - Gp = 0,003Gт. (2.14)
Расход добавочной воды:
Gдоб = Gут + G’пр = 0,0121,02Gт + 0,003Gт = 0,0152Gт. (2.15)

 


2.2 Расчет системы ПВД
t21, h21


tопп1, hопп1

ПВД 1

 

tдр1, hдр1

 

tопп2, hопп2


ПВД 2

 

 

tдр2, hдр2


tопп3, hопп3

ПВД 3

 

 

tдр3, hдр3


t13, h13

Рисунок 2.3 – Расчётная схема ПВД

Расчётная схема ПВД представлена на рис. 2.3.
Из таблицы 2.2 находим:
h1 = 3273 кДж/кг; h21оп = 998 кДж/кг;
h2 = 3180 кДж/кг; h22оп = 903 кДж/кг;
h3 = 3045 кДж/кг; h23оп = 771 кДж/кг.
hоппj = f (рпод j, tн j + 25); (2.16)
hопп1 = 2883 кДж/кг;
hопп2 = 2870 кДж/кг;
hопп3 = 2844 кДж/кг.
hдр1= cptдр1 = 4,187221 = 925 кДж/кг, (2.17)
где tдр1 = tоп22 + 10 = 211 + 10 = 221 C. (2.18)
hдр2 = сptдр2 = 4,187191 = 800 кДж/кг,
где tдр2 = tоп23 + 10 = 181 + 10 = 191 С.
hдр3 = hп3 = 786 кДж/кг.
Повышение энтальпии воды в питательных насосах:
(2.19)
Энтальпия воды перед ПВД-3 с учетом работы питательных насосов:
h13 = h`д + hпн = 675 + 19,3 = 694,3 кДж/кг. (2.20)
Тепловой баланс для ПВД-1:
пв(hоп21 - hоп22) = 1(hопп1 - hдр1)п; (2.21)
. (2.22)
Тепловой баланс для ПВД 2:
(2.23)
(2.24)
др2 = 1 + 2 + 1/3упл = 0,051 + 0,056 + 1/30,02 = 0,114 (2.25)
Тепловой баланс для ПВД 3:
(2.26)
(2.27)
Определяем нагрев воды в ОПП:
(2.28)
кДж/кг;
кДж/кг;
кДж/кг.
Уточняем энтальпии воды за подогревателями:
(2.29)
(2.30)
(2.31)
Составляем уточненные тепловые балансы.
Для ПВД-1:
пв(h21 - h22) = 1(h1 - hдр1)п; (2.32)
, (2.33)
Для ПВД-2:
(2.34)
др = 1 + 2 + 1/3упл = 0,044 + 0,053 + 1/30,02 = 0,103
Для ПВД-3:
(2.35)

2.3 Расчёт теплообменных аппаратов

Расчет расширителя непрерывной продувки
Так как турбина имеет только отопительные отборы и работает с бара-банным котлом, устанавливаем одну ступень расширителя непрерывной про-дувки (РНП) (рисунок 2.4).
Давление в РНП:
(2.36)
По рр находим: кДж/кг, кДж/кг.
Давление в барабане котла pбар =14 МПа.
hпр(pбар) = h`бар = 1572 кДж/кг.
Принимаем КПД расширителя р = 0,98.

Тепловой баланс расширителя:
(2.37)
Gp, hp``
в Д
Gпр, hпр

 

 

 

Gпр-Gр, hp`
Рисунок 2.4 – Расширитель непрерывной продувки
(2.38)
Gp = 0,413.0,0052.Gт = 0,002Gт;
р = 0,002.

Расчёт деаэратора питательной воды


Рисунок 2.5 – Расчетная схема деаэратора питательной воды
На рисунке 2.5 представлена схема, согласно которой составим уравне-ние материального баланса:
. (2.39)
Уравнение теплового баланса:
(2.40)

Решив систему уравнений, получим:
ок = 0,89, д = 0,0025.
Вода в деаэраторе практически не греется, поэтому уменьшим темпера-туру воды на выходе из верхнего ПНД с 156 С до 147 С.
h24 = 619 кДж/кг.
Пересчитаем систему уравнений:

Решив систему уравнений, получим:
ок = 0,876, д = 0,012.

Расчёт деаэратора подпитки теплосети

Для деаэрации подпиточной воды используется вакуумный деаэратор.
Расчётная схема вакуумного деаэратора представлена на рис. 2.6.

Расход сетевой воды:
, (2.41)
где ;
кДж/(кг∙ oС).


Рисунок 2.6 – Расчётная схема вакуумного деаэратора
Величина подпитки теплосети:
(2.42)
hподп = 4,18730 = 125,6 кДж/кг. (2.43)
(2.44)
(2.45)
Составим уравнение смешения:
, (2.46)
где (температура насыщения при рвд = 0,02 МПа).
(2.47)
Определим расход пара в сетевой подогреватель:
; (2.48)
, (2.49)
где – определяем по давлению в подогревателе; .
т/ч =
= 48,1 кг/с; (2.50)
т/ч =
= 47,0 кг/с. (2.51)

2.4 Расчет системы ПНД

h4 = 2901 кДж/кг; h24 = 619 кДж/кг; hдр4 = 667 кДж/кг;
h5 = 2790 кДж/кг; h25 = 560 кДж/кг; hдр5 = 568кДж/кг;
h6 = 2700 кДж/кг; h26 = 483 кДж/кг; hдр6 = 490кДж/кг;
h7 = 2580 кДж/кг; h27 =391 кДж/кг; hдр7 = 398кДж/кг.
Расчет ПНД производится по схеме, представленной на рисунке 2.7.
Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД:
ПНД-4:
(2.72)
. (2.73)

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.7 – Расчетная схема системы ПНД
Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД-5 и ПНД-6, связанных дренажными насосами.
(2.74)
Решив систему уравнений, получим:
G5 = 0,03Gт – 0,145; (2.75)
G6 = 0,028Gт – 1,64. (2.76)
Составим систему уравнений из тепловых балансов ПНД-7:
- Gнсп = 0,767Gт – 94,015; (2.77)
(2.78)

(2.79)
Получим:

Решив систему уравнений, получим:
Gк = 0,696Gт – 83,05; (2.80)
G7 = 0,071Gт – 10,05. (2.81)

2.5 Определение расхода пара на турбину и проверка ее мощности

Расход пара при теплофикационном режиме:
(2.82)
,
где – электрическая мощность на клеммах генератора;
– электромеханический КПД турбогенератора;
, – соответственно расход пара отбора турбины и коэффи-циент недовыработки для этого отбора.
Тогда:




(2.83)
(2.84)
(2.85)
(2.86)
(2.87)
(2.88)
(2.89)
(2.90)
Так как G7 ≈ 0, то , то есть t17 > 60 °С, значит линия рециркуляции работает.
Принимаем t17 = 70 °С.
= 4,187.70 = 293,1 кДж/кг.
Уточненный баланс для ПНД-7:
(2.88)


Мощность турбины:
(2.89)
Погрешность определения мощности составляет 0,3 %.

3 УКРУПНЁННЫЙ РАСЧЁТ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩЕЙ УСТА-НОВКИ

3.1 Общие сведения

В данном дипломном проекте производится укрупнённый расчёт котло-агрегата марки Е-500-13,8 ГМН (ТГМЕ-464). Этот котлоагрегат входит в состав моноблока 110 МВт с турбоагрегатом Т-110/120-130.
Основные характеристики котлоагрегата:
- номинальная паропроизводительность – 500 т/ч;
- давление острого пара на выходе – 13,8 МПа;
- температура питательной воды – 230 С;
- температура перегретого пара – 560 С [4].
В качестве топлива используется природный газ с объёмным составом (в процентах), указанном в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Состав природного газа
СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С6Н12 и более тяжелые N2 СО2 Н2
93,8 3,6 0,7 0,2 0,4 0,7 0,6 -

Теплота сгорания низшая сухого газа Qid = 37560 кДж/м3 = 8965 ккал/м3.

3.2 Выбор температуры уходящих газов

Температура уходящих газов оказывает решающее влияние на эконо-мичность ра¬боты парогенератора, так как потери тепла с уходящими газами яв-ляются наибольшими даже в сравнении с суммой других потерь. Снижение температуры уходящих газов на 12 - 16 С приводит к повышению КПД котло-агрегата примерно на 1 %.
Однако глубокое охлаждение уходящих газов требует увеличение раз-меров конвек¬тивных поверхностей нагрева и во многих случаях связано с низ-котемпературной корро¬зией. Оптимальные значения температуры уходящих газов для различных топлив и пара¬метров пара устанавливается на основании технико-экономического расчета. Так как в ка¬честве топлива используется природный газ, принимаем температуру уходящих газов υух = 110 С [4].

3.3 Выбор температуры подогрева воздуха

Для камерных топок при сжигании природного газа оптимальная темпе-ратура подогрева воздуха определяется по формуле:
tг.в.опт = tпв + 40 + 0,7•( υух - 120), (3.1)
где tпв – температура питательной воды;
υух – температура уходящих газов при работе котла на газе.
tг.в.опт = 230 + 40 + 0,7( 110 - 120 ) = 263 С.
Температуру предварительно подогретого воздуха на входе в воздухо-подогреватель, предотвращающую низкотемпературную коррозию, принимаем υвп = 30 С.

3.4 Расчёт объёмов воздуха и продуктов сгорания

Теоретический объём воздуха:
(3.2)


Теоретический объём азота:
(3.3)
Теоретический объём трёхатомных газов:
(3.4)
Теоретический объём водяных паров:
(3.5)
где dг.тп – влагосодержание газообразного топлива, г/м3.
При расчетной температуре 10 °С dг.тп = 10 г/м3 [4].

Теоретический объём продуктов сгорания:
(3.6)
Для расчета действительных объёмов продуктов сгорания по газоходам парогенера¬тора принимаем коэффициент избытка воздуха в верхней части топки αт и присосы воздуха в отдельных поверхностях нагрева ∆α.
Коэффициент избытка воздуха αт выбираем в зависимости от топочного устройства и вида сжигаемого топлива. Для газоплотных топок αт принимаем равным 0,03 [4].
Коэффициент избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева после топочной ка¬меры получается прибавлением к αт соответствующих присосов воздуха:
αn = αт + Σ∆α,
где n – номер поверхности нагрева по ходу дымовых газов.
Присосы воздуха в поверхностях нагрева котлоагрегата приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 – Присосы воздуха в поверхностях нагрева
Поверхность нагрева Величина присоса
Фестоны, ширмовый пароперегреватель на вы-ходе из топки 0
Конвективный пароперегреватель 1-ой ступени 0,03
Конвективный пароперегреватель 2-ой ступени 0,03
Конвективный пароперегреватель 3-ей ступени 0,03
Водяной экономайзер 1-ой ступени 0,02
Водяной экономайзер 2-ой ступени 0,02
Регенеративный воздухоподогреватель 0,15

Доля рециркулирующих газов из конвективной шахты в топку опреде-ляется коэффициентом рециркуляции Остающийся объем газов за местом от-бора:
(3.7)
где - коэффициент избытка воздуха за поверхностью, где производится отбор газов на рециркуляцию.
.

Объем газов рециркуляции:
(3.8)
Определение объёмов продуктов сгорания в таблице 3.3.


Таблица 3.3 – Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатом-ных газов
Величина и расчётная
формула

Газоход
Топка, шир-мы
КПП1
КПП2
КПП3
ВЭ1
ВЭ2
РВП
1 2 3 4 5 6 7 8
Коэффициент избытка воздуха за поверхностью нагрева,
1,03 1,06 1,09 1,12 1,14 1,16 1,31
Средний коэффициент избытка воздуха в по-верхности нагрева, ср 1,03 1,045 1,075 1,105
1,13
1,15
1,21
Объём водяных паров,
м3/м3
2,223 2,225 2,230 2,219 2,235 2,242 2,252
Объём дымовых газов,
м3/м3 1 1,435 11,584 11,882 12,180 12,428 12,627 13,222
Полный объем газов с учетом рециркуляции, м3/м3
1 3,345 13,494 13,792 14,090 14,338 14,537 15,132
Объёмная доля трёхатом-ных газов,
0,093 0,092 0,090 0,088 0,086 0,085 0,081
Объёмная доля водяных паров,
0,194 0,192 0,188 0,182 0,180 0,178 0,170
Объёмная доля трехатом-ных газов и водяных па-ров,
0,287 0,284 0,278 0,270 0,266 0,263 0,251

 

 

 

3.5 Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Для всех видов топлив энтальпии теоретических объёмов воздуха и продуктов сгорания при расчетной температуре определяются по формулам:
; (3.9)
(3.10)
Энтальпия продуктов сгорания при избытке воздуха α > 1определяется по формуле:
(3.11)
В приведенных выше формулах cв., , , – теплоёмкости возду-ха, трёхатом¬ных газов, водяных паров и азота при постоянном давлении, кДж/м3К. Их значения приве¬дены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Средние теплоёмкости воздуха и газов от 0 С до υ С, кДж/м³∙К
υ, 0C cв

1100 1,46 2,23 1,41 1,74
900 1,43 2,17 1,38 1,69
700 1,4 2,08 1,35 1,64
500 1,37 1,98 1,33 1,59
300 1,34 1,86 1,31 1,54
100 1,32 1,7 1,3 1,49

3.6 Определение коэффициента полезного действия и расхода топ-лива парогенератора

Коэффициент полезного действия парогенератора (Е-500-13,8):
пг = 100 – (q2 + q3 + q4 + q5 + q6), (3.10)
где q2 – потери тепла с уходящими газами;
q3, q4 – потери тепла от химического и механического недожога соответст-венно;
q5 – потери тепла от наружного охлаждения котла;
q6 – потери тепла с физическим теплом шлаков.
При сжигании природного газа потери теплоты с физическим теплом шлаков отсутствуют, т.е. q6 = 0. Потери тепла от химического и механического недожога (q3 + q4) принимаются по таблице 4.6 [4]:
(q3 + q4) = 0,05 – 0,1 %.
Принимаем (q3 + q4) = 0,05 %.
Потери тепла от наружного охлаждения котла q5 выбираются в зависи-мости от паропроизводительности парогенератора по таблице 3.3 [4]:
q5 = 0,3 %.
Потери тепла с уходящими газами:
(3.11)
где - энтальпия уходящих газов, кДж/кг;
- коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;
- энтальпия воздуха на входе в воздушный тракт, кДж/кг;
- располагаемая теплота сгорания 1 м3 газа.
(3.12)
(3.13)
(3.14)
Располагаемая теплота сгорания 1 м3 газообразного топлива:
(3.15)
где - низшая теплота сгорания газа на сухую массу топлива;
- физическая теплота топлива, кДж/м3.
(3.16)
где стл – теплоемкость газа.
(3.17)


Энтальпия воздуха на входе в воздушный тракт:
(3.18)
q2 = (2135,8 - 1,31•349) • (100 - 0) / 37735 = 4,45 %.
ка = 100 - (4,45 + 0,05 + 0,3) = 95,2 % .
Полный расход топлива (газа и мазута) на парогенератор:
, (3.19)
где - теплота, внесенная в топку воздухом при его внешнем подогреве в калориферах, кДж/м3;
- теплота, полезно используемая в парогенераторе.
, (3.20)
где - отношение количества воздуха на входе в воздухоподогреватель к теоретически необходимому.
= кДж/м3. (3.21)
где св = 1,077 кДж/м³∙К - теплоемкость воздуха при 60 °С.
.
Qпг = D•(hпe - hпв) + Dпр•(h’ - hпв)], (3.22)
где D – расход перегретого пара:
D = 1,035 • Dном = 1,035 • 500 / 3,6 = 143,75 кг/с; (3.23)
Dпр – расход продувочной воды из испарительного контура:
Dпр = 0,005•D = 0,005∙143,75 = 0,72 кг/с. (3.24)
Так как расход Dпр составляет менее 2 % от D, то им можно пренебречь.
hпe – энтальпия перегретого пара.
При р =13,8 МПа и t = 560 С hпe = 3487 кДж/кг.
hпв – энтальпия питательной воды, поступающей в котёл, hпв = 998 кДж/кг.
Qпг = 143,75•(3487 - 998) = 357793 кДж/c.

Расход топлива в пересчете на мазут:
Вмазута = Впг • / (мазута) = 9,87 • 8965 / 9260 = 9,56 кг/с, (3.25)
где ( мазута) = 9260 ккал/кг – низшая теплота сгорания высокосернистого мазу-та.

4 ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

4.1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного отделения

Выбор питательных насосов
Для блока на давление пара 12,75 МПа применяют питательные элек-тронасосы.
Питательные электронасосы выбираем на подачу питательной воды при максимальной мощности установки с запасом 5 %:
(4.1)
(4.2)
На блок выбираем один питательный насос 100 % - ой производитель-ности типа ПЭ-580-185/200 (по ГОСТ 23104-78) [3], на складе предусматриваем один резервный насос для всей станции такого же типа.
Выбор конденсатных насосов
Конденсатные насосы турбин выбираем по максимальному расходу пара в конденсатор с запасом (для теплофикационных турбин расчет производится по конденсационному режиму работы турбины):
(4.3)
Выбираем два насоса 100 % - ой производительности (один резервный) марки КСВ-320-160 (по ГОСТ 6000-79) [3].
Выбор циркуляционных насосов
Исходя из условия, что на каждый блок ставится по 2 циркуляционных насоса (без резервного), выбираем 4 насоса ОПВ-2-87 со следующими характе-ристиками [5]:
– подача - 10700 м3/ч;
– напор - 13,6 м;
– мощность – 550 кВт;
– КПД – 86 %.
Выбор сетевых подогревателей
Сетевые подогреватели устанавливаем индивидуально у турбин без ре-зервных корпусов. Устанавливаем сетевые подогреватели марки ПСГ-2300-2-8-I (нижний) и ПСГ-2300-3-8-II (верхний) с параметрами: поверх-ность нагрева 2300 м2; расход воды 972 кг/с; число ходов по воде n = 4 [3].
Выбор сетевых и подпиточных насосов
Сетевые насосы выбираем по расходу сетевой воды Gсв = 3980 т/ч.
Выбираем по два сетевых насоса на каждый блок типа СЭ 5000-70 (под-порный) и типа СЭ 5000-160 [3].
Подпиточные насосы выбираем по величине подпитки тепловой сети Gподп = 80 т/ч марки 4К–6 [4].
Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей
Конденсатные насосы сетевых подогревателей выбираем:
- для нижнего сетевого подогревателя один рабочий и один резервный на расход Gсв =180 т/ч типа КСВ-320-160 [3];
- для верхнего сетевого подогревателя один рабочий без резерва типа КСВ-320-160 [3], а в случае выхода его из строя имеется каскадный слив кон-денсата в нижний сетевой подогреватель.
Выбор подогревателей высокого и низкого давлений
Выбираем 1 подогреватель низкого давления марки ПН-250-16-7-IIIсв и 3 марки ПН-250-16-7-IVсв.
Выбираем 3 подогревателя высокого давления марок ПВ-425-230-13-I, ПВ-425-230-25-I, ПВ-425-230-37-I [3].
Выбор деаэраторов
Деаэраторы питательной воды выбираем по максимальному ее расходу. Выбираем деаэраторы пропускной способностью 141,2 кг/с с деаэрационной колонкой марки ДСП-500 [3] и деаэраторным баком марки ВД-65-1 [3] с гео-метрической вместимостью 78 м3.

4.2 Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения

Выбор дымососов и вентиляторов
На котел паропроизводительностью 500 т/ч устанавливается по одному дымососу и вентилятору. Рабочая производительность дымососа и вентилятора выбирается с запасом 10 %.
Устанавливаем дымосос типа ДОД-28,5 ГМ-1 и вентилятор типа ВДН-25Х2-1.

5 ТОПЛИВНОЕ ХОЗЯЙСТВО
5.1 Газовое хозяйство

В качестве основного топлива на электростанции применяется природ-ный газ.
На газомазутных ТЭЦ с расходом пара до 4000 т/ч может быть один га-зораспределительный пункт (ГРП) [6].
Производительность ГРП на ТЭЦ, где газ является основным видом то-плива, рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими котлами. ГРП размещают в отдельном здании на территории электростанции. К ГРП газ подводится по одному газопроводу (без резервного) от расположенной вне тер-ритории электростанции ГРС.
Схема газоснабжения электростанции показана на рисунке 5.1.
Подготовка природного газа к сжиганию состоит в его фильтрации и поддержании определенного давления путем дросселирования газа, поступаю-щего из магистрали. Давление в газовой магистрали высокого давления обычно составляет 0,5 - 1,0 МПа и может колебаться в широких пределах. Для обеспе-чения равномерной подачи газа на электростанцию и во избежание значительной утечки газа из сети газопроводов котельной сооружена газорегуляторная станция (ГРС), в которой устанавливается регулятор давления 5, дросселирую-щий газ и поддерживающий заданное постоянное его давление 0,02 - 0,03МПа.
На случай аварийного отключения регулятора давления и ремонта ГРС предусмотрен байпасный трубопровод. К котлам газ от газорегуляторной стан-ции подводится двумя трубопроводами. От газовой задвижки 9 отходит общий газопровод вдоль фронта котлов с ответвлениями для подачи и регулирования газа к каждому агрегату. Быстродействующим клапаном 11 котел аварийно от-ключается от газопровода.


1 — газовая магистраль, 2 и 3 — газовые задвижки с электроприводом; 4 — фильтр, 5 — регулятор давления, 6 — предохранительный клапан; 7 — байпасный трубопровод, 8 —расходомер, 3 и 10 — газовые задвижки с электроприводом, 11 —быстро действующий газовый клапан, 12 — заслонка регулятора расхода газа, 13 —газовая запорная задвижка, 14 — регулирующая газовая задвижка; 15 — пробковый кран, 16 — свеча, 17 — газовая горелка; 18 — трубопровод подачи сжатого воздуха для продувки газопровода, 19 — трубопровод к газовому запальнику.
Рисунок 5.1 – Схема снабжения газом электростанции
Газопроводы продувают из тупиковых участков через отводы в атмо-сферу (свечи), выведенные за пределы здания. Через свечи удаляют воздух пе-ред растопкой котельных агрегатов, а при остановках удаляют газ из отключен-ных участков газопровода. Газопроводы прокладывают с уклоном, и в нижних точках устанавливают дренажные устройства.

5.2 Мазутное хозяйство
Мазут применяется на ТЭЦ в качестве резервного топлива. Основные элементы мазутного хозяйства — приемно-сливное устройство, мазутохрани-лище, мазутная насосная, установки для ввода жидких присадок, трубопроводы и арматура. На рисунке 5.2 показана 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.
Рисунок 5.2 – Принципиальная схема мазутного хозяйства тепловой электростанции
Для разогрева и слива мазута из цистерн применяются сливные эстакады с разогревом мазута «открытым» паром или горячим мазутом.
Разогретый мазут сливается из цистерн в межрельсовые лотки, выпол-ненные 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.
Параметры пара, используемого для подогрева: р = 0,8 - 1,3 МПа, t = 200 – 250 0С. Пар к мазутному хозяйству подаем по двум магистралям, рас-считанным каждая на 75 % номинальной производительности с учетом рецир-куляции.
Приемно-сливное устройство рассчитываем на прием цистерн грузо-подъемностью 60 и 120 т. Вместимость приемной емкости основного мазутохо-зяйства составляет не менее 20 % вместимости устанавливаемых под разгрузку цистерн. Из приемной емкости мазут пе¬рекачиваем насосами наружного типа в мазутохранилище.
В нашем случае мазут является резервным видом топлива, поэтому вме-стимость мазутохранилища рассчитываем на де¬сятисуточный расход топлива:
, (5.1)
где – расход топлива за 10 суток для энергетических котлов;
– плотность мазута.
(5.2)
м3.
Выбираем 3 резервуара вместимостью 8000 м3 каждый.
На электростанциях сооружаем металлические наземные резервуары.
Мазут в резервуарах мазутного хозяйства разогре¬ваем циркуляционным способом по отдельному, специ¬ально выделенному контуру. Возможно приме-нение местных паровых разогревающих устройств. В конту¬ре циркуляционного разогрева мазута предусматрива¬ем по одному резервному насосу и подогрева-телю. Подача насоса циркуляционного разогрева обеспечивает подготовку ма-зута в резервуарах для бесперебойного снабжения котельной.
Температура мазута в приемных емкостях и ре¬зервуарах мазутохрани-лища выше 90 °С не допускается. Это ограничение связано с тем, что при более высокой температуре вода в мазуте вскипает (при 100 °С) с образованием водо-мазутной пены, происходит интен¬сивное отстаивание воды, увеличиваются по-тери от ис¬парения легких фракций. Для мазута марки 40 опти¬мальная рабочая температура хранения 50-60 °С, для мазута марки 100 – температура 60-70 °С.
Схема мазутонасосной должна до¬пускать возможность работы любого подогревателя и фильтра с любым насосом I и II ступеней.
В магистральных мазутопроводах котельной и в от¬водах к каждому кот-лу должна быть обеспечена циркуляция мазута. Для этого предусматривается трубо¬провод рециркуляции мазута из котельной в мазутохозяйство. Подача ос-новных мазутных насосов при выделенном контуре разогрева выбирается с учетом до¬полнительного расхода мазута на рециркуляцию в об¬ратной магист-рали при минимально допустимых скоро¬стях.
Прокладка мазутопроводов наземная. Мазутопроводы, проложенные на открытом воздухе и в холодных помещениях, имеют паровые или другие обог-ревательные спутники в общей с ними изо¬ляции. На вводах магистральных ма-зутопроводов вну¬три котельного отделения, а также на отводах к каждому кот-лу устанавливается запорная армату¬ра с дистанционным электрическим и ме-ханическим приводами, расположенными в удобных для обслужи¬вания местах.
Для аварийных отключений на всасывающих и нагнетательных мазуто-проводах установле¬на запорная арматура на расстоянии 10-50 м от мазутона-сосной.
На мазутопроводах применяем только стальную арматуру.

6 СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Основными потребителями технической воды на тепловых и атомных станциях являются конденсаторы паровых турбин, которые используют охлаж-дающую воду для конденсации пара. Кроме того, техническая вода использует-ся в маслоохладителях турбин и вспомогательного оборудования, в охладите-лях статоров электрогенераторов, в системах охлаждения подшипников, вспо-могательных механизмов и т.д.
На проектируемой ТЭЦ устанавливается две турбины Т-110/120-130 с расходом охлаждающей воды 16000 т/ч. Таким образом, общий расход воды через конденсаторы турбин составляет:

Суммарный расход технической воды на ТЭЦ напрямую зависит от ее мощности, типа установленного основного оборудования, температуры охлаж-дающей воды. В таблице 6.1 приведено соотношение расходов технической во-ды между основными потребителями ТЭЦ и общая потребность станции в тех-нической воде.
Таблица 6.1 – Потребность станции в технической воде
Потребители Расход воды
% т/ч
Конденсация пара в конденсаторах турбин 100 32000
Системы охлаждения электрогенератора и крупных элек-тродвигателей 3 960
Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов 1 320
Охлаждение масла турбин и питательных насосов 2 640
Восполнение потерь парового тракта и тепловых сетей Qо 72,7
Сумма Qтэц 34000


На станции примем оборотную систему, в которой вода охлаждается в специальных теплообменных устройствах – градирнях.
Охлаждаемая вода под давлением 15-20 кПа подается к соплам ороси-телей градирен. Геометрический напор циркуляционных насосов должен со-ставлять 12-18 м. Глубина бассейна сбора охлажденной воды составляет поряд-ка 2 м. Охлаждение воды происходит за счет ее частичного испарения и кон-вективного теплообмена с воздухом, проходящим через башню градирни.
Количество испаряемой влаги составляет 1,5-2,0 % от общего объема охлаждаемой воды.
Потери с механическим уносом 0,5-1,5 %.
В результате солесодержание воды повышается, что может привести к образованию отложений на конденсаторных трубках. Для предотвращения об-разования отложения применяют продувку системы. Размер продувки состав-ляет порядка 0,5-1,0 % от общего объема воды в системе охлаждения.
Система технического водоснабжения с градирнями предусматривает центральную насосную станцию, расположенную у постоянного торца машин-ного зала главного корпуса ТЭЦ.
После охлаждения в градирне вода самотеком по железобетонным кана-лам поступает на вход циркуляционного насоса.
Объем добавочной воды из-за потерь составляет:
(6.2)
где рисп – объем испарившейся охлаждающей воды в градирнях;
рун – объем воды, унесенной с воздухом;
рпр – объем воды, используемой на продувку градирни.
При выборе числа башенных градирен основной характеристикой явля-ется плотность орошения, которая характеризует отношение расхода циркуля-ционной воды к площади орошения.
Плотность орошения для пленочных башенных градирен
q=6-10 м3/(м2•ч). Выбираем q =7 м3/(м2•ч).
Тогда площадь орошения будет равна:
. (6.3)
Исходя из условия, что при проектировании на ТЭЦ принимают не менее двух градирен, то выбираем две градирни по с площадью орошения – 2600 м2, производительностью – 15000-18500 м3/ч, геометрические размеры: высота – 72 м, основание – 63,5 м, устье – 35,6 м.
На проектируемой станции планируется централизованная система со-единения циркуляционных насосов с конденсаторами турбин. При такой схеме вода подается по двум магистральным трубопроводам, которые прокладывают-ся параллельно фронту турбинного отделения. Из этих трубопроводов вода от-водится к конденсаторам турбин. При такой схеме в насосной станции устанав-ливается не менее 4 циркуляционных насосов с суммарной подачей воды равной расчетному расходу без резерва. Подача воды одного ЦН:
. (6.4)
Выбираем 4 насоса ОПВ2-87: подача – 10700 м3/ч, напор – 13,6 м, до-пустимый кавитационный запас – 11,5 м.вод.ст., ηнач =585 об/мин, мощность насоса – 550 кВт, КПД в номинальном режиме – 86 %, габариты 2,24х1,59х4,4м, масса – 6,2 т.
Наибольшее применение получили противоточные градирни с естественной тягой. В оросительное устройство градирни под давлением циркуляционных на-сосов поступает подогретая в конденсаторах турбин охлаждающая вода (рисунок 6.1). Градирни имеют систему водораспределения, где в качестве раз-брызгивателей использованы преимущественно отражательные, пластмассовые сопла с выходными отверстиями не менее 40 мм. Вода под давлением 15-18 кПа разбрызгивается над оросителем в виде дождя и стекает на его асбестоцементные или деревянные (из антисептированной древесины) листы. Оросительное устройство собрано в отдельные блоки, состоящие из листов размером 1600х1200х6мм и установленные на каркасе из сборного железобетона в два яруса по высоте (2х1200 мм). Расстояние между листами по горизонтали в свету 25 мм.
Водяная пленка, стекающая по стенкам оросителя, охлаждается вслед-ствие испарения и соприкосновения с воздухом, входящим в оросительное уст-ройство через окна. Нагретый и насыщенный водяными парами воздух отво-дится вверх под действием естественной тяги через вытяжную башню.
Башни выполнены железобетонными гиперболоидной формы с металли-ческим наружным каркасом и обшивкой гофрированными листами из алюминиево-магниевого сплава Амг6-М. Охлажденная вода стекает в водосборный бассейн, откуда забирается циркуляционными насосами для подачи снова в конденсаторы турбин. Вода подается к оросительному устройству на высоту 8,15 м, глубина водосборного бассейна 2 м.
Эксплуатации градирен в зимнее время уделяют серьезное внимание, так как расход охлаждающей воды уменьшается примерно втрое и возникает опас-ность обледенения градирен у входных окон воздуха. Чтобы не допустить этого, кроме прикрытия входных воздушных окон щитами применяют хорошо зарекомендовавшее себя секционирование градирен разделением площади орошения. Лучшие результаты достигнуты применением в градирне концентрических кольцевых зон подвода воды из конденсаторов турбин. Зимой теплая вода подается преимущественно в периферийную зону во избежание обмерзания градирни.

 

7 ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ТЭЦ

7.1 Проект водоподготовительной установки
Водоподготовительная установка (ВПУ) проектируется для отопительной ТЭЦ мощностью 220 МВт, в состав основного оборудования которой входят 2 турбины Т-110/120-130 (Т-110) с 2 котлами Е-500-13,8.
Для проектируемой ТЭЦ источником водоснабжения является река со следующими показателями качества воды:
- взвешенные вещества: 18 мг/кг,
- сухой остаток: -
- минеральный остаток: 231 мг/кг,
- общая жёсткость: 4,2 мг-экв/кг,
- карбонатная жёсткость: 4,1 мг-экв/кг,
- некарбонатная жёсткость: 0,1 мг-экв/кг.
Эквивалент Э определяется по формуле:
Э = М/n,
где М – молярная масса,
n – валентность.


Остальные эквиваленты определяются аналогичным методом.
Показатели качества воды выбранного водоисточника приведены в таблице 7.1.


Таблица 7.1 – Показатели качества исходной воды
Показатель мг/кг экв мг-экв/кг
1 2 3 4
Ca 2+ 102,0 20 5,1
Mg 2+ 16,8 12 1,4

Окончание таблицы 7.1.
1 2 3 4
Na + 6,9 23 0,3
HCO3- 264,0 61 4,33
SO42- 93,2 48 1,94
Cl - 7,1 35,5 0,2
NO3- - 62 -
NO2- - 46 -
SiO32- 10,2 38 0,27

Проверим по жёсткости:
Ж0 расч ≈ Ж0,
Ж0 расч = ЖСа + ЖMg =2,81 + 1,38 = 4,19 мг-экв/кг,
4,19 мг-экв/кг ≈ 4,2 мг-экв/кг.
Жк = СНСО3-,
4,1 мг-экв/кг = 4,1 мг-экв/кг.
Проверим по сумме катионов и анионов (кремний не учитываем, так как он находится в коллоидной форме):
∑Скат = ∑Сан,
2,81 + 1,38 + 0,45 = 4,1 + 0,37 + 0,0013 + 0,19,
4,64 мг-экв/кг ≈ 4,66 мг-экв/кг.
По преобладающему в воде катиону преобладает кальциевая жесткость.
Из анионов преобладает HCO3- , следовательно, вода относится к водам бикарбонатного класса.

7.2 Обоснование и выбор метода и схемы ВПУ (эскиз схемы)

Выбор метода подготовки воды производится по сумме анионов сильных кислот:
∑Аск=(Cl - + SO42- + NO3- + NO2-) = 0,37 + 0,19 + 0,0013 = 0,56 мг-экв/кг.
В принятом источнике водоснабжения сумма анионов сильных кислот ∑Аск = 0,56 мг-экв/кг < 5 мг-экв/кг, следовательно, применяем метод ионного обмена.
Выбор конкретной схемы ионного обмена производят с учетом типа установленных на станции парогенераторов и показателей качества исходной воды. На проектируемой ТЭЦ планируется установка двух барабанных котлов марки Е-500-13,8.
Для котлов барабанного типа при выборе конкретной схемы обессоливания необходимо учитывать сумму анионов сильных кислот. Так как в данном случае ∑Аск = 0,56 мг-экв/кг < 2 мг-экв/кг, то применяем упрощенную схему обессоливания.
Эскиз схемы ВПУ ТЭЦ представлен на рис.1.

7.3 Краткое описание технологических процессов водоподготовки

ВПУ ТЭЦ, работающие на воде поверхностных источников, как правило, имеют стадию предочистки, состоящую из осветлителей и осветлительных фильтров. Предочистка предназначена для удаления из обрабатываемой воды грубо-, коллоидно- и частично молекулярно-дисперсных веществ.
Выбор типа предочистки зависит от карбонатной жёсткости исходной воды:
а) при Жк < 2 мг-экв/кг целесообразно применять коагуляцию воды сернокислым алюминием Al2(SO4)3;
б) при Жк ≥ 2мг-экв/кг применяют обработку воды сернокислым железом FeSO4 с известкованием Ca(OH)2.
Карбонатная жесткость исходной воде Жк = 4,1 мг-экв/кг, следовательно, выбираем второй тип предочистки.
Исходная вода поступает в осветлитель, где происходит ее обработка методом известкования с коагуляцией. В результате такой обработки произойдет следующее изменение показателей качества исходной воды:
а) Остаточная жёсткость:
– карбонатная Жкост = 0,7 мг-экв/кг;
– некарбонатная Жнкост = Жнкисх + КFe,
где КFe = 0,2 - 0,7 мг-экв/кг – доза FeSO4 для коагуляции.
Принимем КFe = 0,2 мг-экв/кг.
Жнкост = 0,1 + 0,2 = 0,3 мг-экв/кг,
– общая Жоост = Жкост + Жнкост = 0,7 + 0,3 = 1 мг-экв/кг.
б) Остаточная щёлочность:
Щост = 0,7 + изв,
где изв = 0,3 - 0,4 мг-экв/кг – избыток извести при известковании исходной воды. Принимаем изв = 0,3 мг-экв/кг.
Щост = 0,7 + 0,3 = 1 мг-экв/кг.
Концентрация Cl- не изменяется.
Концентрация SO42-ост:
SO42-ост = SO42-исх + КFe = 0,19 + 0,2 = 0,39 мг-экв/кг.
Концентрация SiO32-ост:
SiO32-ост = 0,6•SiO32-исх = 0,6•0,06 = 0,036 мг-экв/кг.
Дальнейшая обработка воды проводится на ионитных фильтрах выбранной схемы обессоливания.
После предочистки вода разделяется на два потока. Один направляется на Na-катионитовые фильтры, где происходит удаление катионов кальция и магния по следующим реакциям:
MgSO4 + 2NaR  MgR2 + Na2SO4,
CaCl2 + 2NaR  CaR2 + 2NaCl.
Количество удаляемых катионов будет равно остаточной жесткости после предочистки:
UNa = Ж0ост = 1 мг-экв/кг.
Регенерация Na-катионитовых фильтров осуществляется 8 – 10 % раствором NaCl:
CaR2 + 2NaCl  2NaR + CaCl2,
MgR2 + 2NaCl  2NaR + MgCl2.
Второй поток предварительно очищенной воды направляется для обессоливания по упрощенной схеме.
В выбранной схеме катионитовые фильтры Н1 и Н2 загружены сильнокислотным катионитом КУ-2 и предназначены для удаления из обрабатываемой воды всех растворенных в ней катионов путем замены на катион водорода по следующим реакциям:
CaSO4 + 2HR  CaR2 + H2SO4,
MgCl2 + 2HR  MgR2 + 2HCl,
Na2SiO3 + 2HR  2NaR + H2SiO3.
Для восстановления обменной способности Н-катионитовых фильтров используют 1 - 1,5 % раствор Н2SО4:
CaR2 + H2SO4  CaSO4 + 2HR,
MgR2 + H2SO4  MgSO4 + 2HR.
Основную нагрузку принимает на себя первая ступень Н1, на которой будут удаляться катионы в количестве:
UН1 = Ж0ост + 2,15Na+ = 1 + 2,15∙0,45 = 1,97 мг-экв/кг.
На второй ступени будут удаляться катионы в количестве:
UH2 = 0,25 мг-экв/кг.
После Н-катионитовых фильтров вода имеет кислую реакцию, за счет чего формы угольной кислоты переходят в свободную. Для ее удаления в схеме предусмотрен декарбонизатор.
После декарбонизатора С0ост = 0,11 мг-экв/кг.
В выбранной схеме отсутствует фильтр первой ступени в связи с тем, что в обрабатываемой воде ∑Аск = 0,56 мг-экв/кг < 2 мг-экв/кг, поэтому удаление всех анионов будет проводиться на фильтре А2, загруженном высокоосновным анионитом АВ-17-8 в количестве:
(Cl - + SO42- + NO3-)исх+КFe+SiO32-ост +CO2 ост = 0,19 + 0,37 + 0,0013 + 0,2 +
+ 0,036 + 0,11 = 0,91 мг-экв/кг.
H2SO4 + 2ROH  R2SO4 + 2H2O,
H2CO3 + 2ROH  R2CO3 + 2H2O.
Регенерацию анионитовых фильтров проводят 4% раствором едкого натра NaOH:
RCl + NaOH  ROH + NaCl,
R2SO4 + 2NaOH  2ROH + Na2SO4.
Количество обессоленной воды после А2 в схеме упрощенного обессоливания:
- солесодержание — 3 мг-экв/кг,
- кремниевая кислота — 0,1 мг-экв/кг.

7.4 Расчет производительности ВПУ

Суммарная паропроизводительность котлов:

где n – количество котлов данного типа;
DПГ – паропроизводительность парогенератора данного типа, т/ч.
Внутристанционные потери пара и конденсата на ТЭЦ согласно ПТЭ регламентируются в количестве не более 2 % суммарной паропроизводительности установленных котлов:

Для котлов барабанного типа учитывается потеря с продувкой:

где р – величина продувки, %;
DБК - паропроизводительность парогенератора барабанного типа, т/ч;
n – количество парогенераторов барабанного типа.
Потери на мазутном хозяйстве:
gм.х. = 0,15∙32∙2 = 9,6 т/ч.
Для ТЭЦ с барабанными котлами расчетную производительность ВПУ увеличивают на 25 т/ч.
Таким образом, производительность ВПУ проектируемой ТЭЦ по обессоливающей части (для подпитки основного цикла) составит:

При расчете производительности ВПУ для подпитки теплосети учитываем, что в закрытых системах теплоснабжения расчетный расход часовой подпиточной умягченной деаэрированной воды принимается равным 2 % объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним местных систем потребителей.

где Gсв – количество сетевой воды, поступающей в сетевые подогреватели турбины (для турбины Т-110/120-130 Gсв = 3500-4500 м3/ч),
n – количество турбин, установленных на ТЭЦ.

7.5 Расчет схемы обессоливания (для подпитки основного цикла ТЭЦ)

Расчет схемы ВПУ начинают с последнего фильтра для необходимости учета расхода воды на собственные нужды ВПУ.
При выборе типового оборудования к установке принимают ближайшее большее стандартное.
К установке принимается минимально допустимое количество оборудования максимальной производительности.

Расчет группы фильтров А2
Необходимая площадь фильтрования:

где м3/ч – производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
м/ч – скорость фильтрования.
Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:

где m – число установленных фильтров одинакового диаметра.
Принимаю m = 3.


Расчетный диаметр фильтра:

По справочным данным принимаем ближайший больший стандартный фильтр типа ФИПа-II-2,0-0,6 (рабочее давление – 0,6 МПа, диаметр фильтра – 2000 мм, высота фильтрующей загрузки – 1500 мм, расход воды при расчетной скорости фильтрования – 150 м3/ч).
Площадь фильтра с учетом изменения диаметра:
.
Полезное время фильтроцикла:
,
где fст = 3,14 м2 - сечение фильтра;
h = 1,5 м – высота слоя ионита;
ep = 420 г-экв/м3 – рабочая обменная емкость ионита;
m – число установленных фильтров одинакового диаметра;
QA2 = 63,6 м3/ч – производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
г-экв/м3 – суммарное содержание катионов или анионов в воде, поступающей на фильтры.
Количество регенераций в сутки:

где t = 2 ч – продолжительность операций, связанных с регенерацией фильтров.
Объем ионитных материалов, загруженных во влажном состоянии в один фильтр:

Расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров:

где ри = 14,5 м3/м3 – удельный расход воды на собственные нужды ионитных фильтров АВ-17-8.
Расход NaOH на регенерацию фильтра:
,
где b = 100 кг/м3 – удельный расход химреагентов.
Расход технического продукта:
,
где – содержание поверхностно активного вещества в техническом продукте.
Суточный расход химических реагентов на регенерацию ионитных фильтров:

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

Остальные фильтры рассчитываем аналогично.
Результаты расчета фильтров сведем в таблицу 7.2.
Таблица 7.2 – Результаты расчета фильтров
Показатель
и его размерность Обозначение А2 Н2 Н1 Na
1 2 3 4 5 6
Производительность, м3/ч Q 63,6 66,5 67,28 160
Скорость фильтрования, м/с w 20 20 20 20
Окончание таблицы 7.2
1 2 3 4 5 6
Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра, м2/м2


Диаметр каждого фильтра, м/м


Необходимая площадь фильтрования, м2 F 3,18 3,33 3,36 8
Число фильтров, шт m 3 3 3 3
Тип фильтра ФИПа-II-2,0-
-0,6 ФИПа- II-1,5-
-0,6-Н ФИПа- I-1,5-
-0,6-Н ФИПа-
I-2,0-
-0,6
Высота фильтра h 1,5 1,5 2,0 2,5
Фильтроцикл, ч Tu 68,4 127,8 32,1 58,88
Суточный расход технического реагента на одну регенерацию, кг
1143 76,6 594,7 1063,4
Часовой расход воды, подаваемый на группу, м3/ч Qбр 66,5 67,28 70,53 162,95


7.6 Расчет осветлительных фильтров
Производительность осветлительного фильтра без учета расхода воды на собственные нужды:

Необходимая площадь фильтрования:

где ν0 = 8 м/ч – скорость фильтрования.
Число устанавливаемых фильтров принимаем m = 4.


Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:

Расчетный диаметр фильтра:

Выбираем 4 фильтра ФОВ-3,4-0,6.
Площадь фильтра с учетом изменения диаметра:

Расход воды на взрыхляющую промывку каждого осветлительного фильтра:

где i = 12 л/(с м2) – интенсивность взрыхления фильтра, загруженного антрацитом,
tвзр = 8 мин – продолжительность взрыхления.
Расход воды на отмывку осветлительного фильтра:

где tотм = 10 мин – продолжительность отмывки;
ν0 = 8 м/ч – скорость фильтрования.
Часовой расход воды на промывку осветлительных фильтров:

где m = 4 – число осветлительных фильтров;
n0 = 2 – число промывок каждого фильтра в сутки.
Производительность брутто с учетом расхода воды на промывку осветлительных фильтров:

Действительная скорость фильтрования во время выключения одного фильтра на промывку (при работе (m-1) фильтров):

Для удобства компоновки и экономии площади фильтровального отдела принимаем 2 двухкамерных фильтра типа ФОВ-2К-3,4-0,6 (рабочее давление – 0,6 МПа, диаметр фильтра – 3400 мм, высота фильтрующей загрузки – 900х2 мм, расход воды при расчетной скорости фильтрования – 200 м3/ч).
Объем фильтрующих материалов:


7.7 Расчет осветлителей
Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110 % расчетного расхода осветленной воды, при этом устанавливается не менее двух осветлителей.
Емкость каждого из двух осветлителей определяется по формуле:

где Qoбр – полная производительность всей установки, м3/ч;
 = 1 ч - продожительность пребывания воды в осветлителе.
По Vосв выбираем ближайший больший по емкости серийный осветлитель ВТИ-160и (производительность 160 м3/ч, геометрический объем 236 м3, диаметр 7000 мм, высота 12247 мм).
Расход коагулянта FeSO4 7H2O в сутки:

где = 75,16 – эквивалент безводного коагулянта;
КFe = 0,2 мг-экв/кг - доза коагулянта.

Расход технического коагулянта в сутки:

где – процентное содержание коагулянта FeSO4.
Расход флокулянта (ПАА) в сутки:

где dПАА =1 мг/кг - дозаПАА.
Расход извести Сa(OH)2:

где 37,05 – эквивалент Са(ОН)2;
dи – доза извести, рассчитываемая по формуле:
.

7.8 Расчет и выбор декарбонизатора
Исходными данными при выборе декарбонизатора являются его производительность, которая определяется местом включения декарбонизатора в схеме ВПУ, а также концентрация удаляемого СО2.
Производительность декарбонизатора с запасом:

Концентрация СО2 на выходе из декарбонизатора:
СО2вых = 0,11∙44 = 4,84 мг/кг.
Температуру обработки воды принимаю равной 30 °С.
На предочистке ВПУ вода обрабатывается методом известкования с коагуляцией, поэтому количество СО2 на входе в декарбонизатор:
.
Количество СO2, удаленного в декарбонизаторе:

Необходимая площадь десорбции при температуре 30 °С ( с учётом коэффициента десорбции Kж = 0,50 м3/(м2·ч) и средней движущей силы десорбции :

Площадь требуемой поверхности насадки:

Объем насадки:

fкр = 206 м2/м3 - удельная поверхность колец Рашига.

Площадь поперечного сечения декарбонизатора при плотности орошения δ = 60 м3/(м2·ч):

Диаметр декарбонизатора:

Высота насадки колец Рашига:

Расход воздуха на декарбонизацию воды:

Выбираем 1 декарбонизатор производительностью 150 м3/ч, диаметром 1790 мм, площадью поперечного сечения 2,5 м2, расход воздуха 3750 м3/ч.

 

 


7.9 Анализ результатов расчета схемы ВПУ
Сведем полученные данные в таблицы 7.3 - 7.7.
Таблица 7.3 – Состав выбранного оборудования
Наименование
оборудования Тип Коли-чество Характеристики
1 2 3 4
Анионитный фильтр второй ступени (А2) ФИПа–II- 2,0-0,6 3 Рабочее давление – 0,6 МПа,
диаметр – 2000 мм,
высота фильтрующей загрузки – 1500 мм,
расход воды при расчетной скорости фильтрования – 150 м3/ч
Катионитный фильтр второй ступени (Н2) ФИПа–II-1,5-0,6-Н 3 Рабочее давление – 0,6 МПа,
диаметр – 1500 мм,
высота фильтрующей загрузки – 1500 мм,
расход воды при расчетной скорости фильтрования – 90 м3/ч
Катионитный фильтр первой ступени (Н1) ФИПа -I -1,5-0,6-Н 3 Рабочее давление – 0,6 МПа,
диаметр – 1500 мм,
высота фильтрующей загрузки –
2000 мм,
расход воды при расчетной скорости фильтрования – 50 м3/ч
Натриевый фильтр (Na) ФИПа–I-2,0-0,6 3 Рабочее давление – 0,6 МПа,
диаметр – 2000 мм,
высота фильтрующей загрузки – 2500 мм,
расход воды при расчетной скорости фильтрования – 80 м3/ч
Осветлительный двухкамерный фильтр ФОВ-2К- 3,4-0,6

 

2

 

Рабочее давление – 0,6 МПа,
диаметр – 3400 мм,
высота фильтрующей загрузки – 900х2 мм,
расход воды при расчетной скорости фильтрования – 200 м3/ч


Окончание таблицы 7.3
1 2 3 4
Осветлитель ВТИ – 160и 2 Производительность – 160 м3/ч,
геометрический объем – 236 쬬¬¬¬¬¬¬¬3,
диаметр – 7000 мм,
высота – 12247 мм
Декарбонизатор 1 Производительность – 150 м3/ч,
диаметр – 1790 мм,
площадь поперечного сечения–2,5 м2,
расход воздуха – 3750 м3/ч
Таблица 7.4 – Суточный расход технического реагента
Реагент, кг Н1 Н2 А2 Na
H2SO4 594,7 76,6 - -
NaOH - - 1143 -
NaCl - - - 1063,4

Таблица 7.5 – Общий суточный расход реагентов на регенерацию
H2SO4 NaOH NaCl Са(OH)2 Коагулянт Флокулянт
кг/сут 671,3 1143 1063,4 1378 184 6,12

Таблица 7.6 – Расход фильтрующих материалов
Наименование фильтрующего материала Расход фильтрующего материала на фильтр, м3
H1 H2 A2 Na ОФ
Катионит 10,62 7,98 − 23,55 −
Анионит высокоосновный − − 14,13 − −
Дробленый антрацит − − − − 32,67

Таблица 7.7 – Расход воды на собственные нужды фильтров
Расход воды на собственные нужды фильтров, м3/ч
Н1 Н2 А2 Na ОФ
3,25 0,78 2,9 2,95 21,44


Суммарный расход воды на собственные нужды ВПУ:
- по ионообменной части – 9,88 м3/ч;
- по предочистке – 21,44 м3/ч.

7.10 Компоновка оборудования ВПУ
По способу подключения ионитных фильтров в схемах обессоливания различают коллекторный (параллельный) и блочный (цепочки) принципы их соединения.
При полученной производительности ВПУ выбираем коллекторный способ включения ионитных фильтров.
При данной компоновке вода из общего коллектора параллельными потоками подается к каждому фильтру данной ступени обработки. Фильтрат собирается в общий коллектор и отводится на следующую ступень обработки. Ионитные фильтры соединены параллельно, а ступени обессоливания последовательно. В коллекторных схемах каждый отдельный фильтр автономен. Его состояние (работа, резерв, регенерация) не определяет состояние однородных фильтров. Группа фильтров ступени обрабатывает воду непрерывно, в то время как отдельный фильтр – периодически. Число фильтров можно изменять в зависимости от производительности ВПУ. Схема хорошо адаптируется к изменениям по составу воду и производительности. Надежность схемы достаточно высокая, экономична по количеству оборудования и расходу ионитов, но расход химических реагентов на регенерацию значительно больше, чем в блочной схеме, и при автоматизации требует большого количества датчиков химического
7.11 ВХР ТЭЦ

Основной задачей водно-химического режима (ВХР) каждой ТЭЦ является обеспечение работы теплоэнергетического оборудования (основного и вспомогательного) без повреждений и снижения экономичности, которые могут быть вызваны следующими причинами:
- образованием отложений на поверхностях нагрева котлов, в проточной части турбин, на поверхностях трубок конденсаторов и т.д.;
- образованием и накоплением шлама в котловой воде, тракте питательной воды, в тепловых сетях;
- коррозией внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования.
При выборе водно-химического режима для конкретной ТЭС принимают во внимание:
- тип парового котла;
- параметры рабочей среды;
- паропроизводительность;
- вид топлива;
- наличие или отсутствие промежуточного перегрева пара;
- требования к качеству перегретого пара и т.д.
Правильно выбранный и грамотно реализованный ВХР позволяет строго соблюдать установленные нормы качества питательной и котловой воды, перегретого пара, что в свою очередь гарантирует обеспечение безаварийной работы теплоэнергетического оборудования.
Согласно ПТЭ нормирование водного режима котлов барабанного типа включает в себя нормы качества перегретого пара (таблица 7.8), питательной (таблица 7.9) и котловой (таблица 7.10) воды.
Таблица 7.8 – Нормы качества перегретого пара
Нормируемый показатель Значение (давление более
10 МПа)
Соединения натрия, мкг/кг 15
Кремневая кислота 25

 

 


Таблица 7.9 – Нормы качества питательной воды
Нормируемый показатель Значение (давление более
10 МПа)
Общая жесткость, мкг-экв/кг 1
Содержание кремния, мкг/кг 40
Содержание кислорода за деаэратором, мкг/кг 10
Соединения железа, мкг/кг 30
Соединения меди, мкг/кг 5
Содержание масел и нефтепродуктов, мкг/кг 0,3
Содержание гидразина, мкг/кг 20
рН (при 25 оС) 9,1±0,1
Свободная углекислота Отсутствует
Аммиак, мкг/кг 1000
Нитраты и нитриты, мкг/кг 20

Таблица 7.10 – Нормы качества котловой воды
Показатель качества котловой воды Схема без ступенчатого испарения Относительная щелочность
Избыток , мг/кг
5-15 ≤ 20
Показатель рН 9,5-10,4 -

Также существует вода для подпитки тепловой сети. Система теплоснабжения закрытая. При коррекционной обработке подпиточной воды силикатами их содержание не должно превышать 30мг/кг в пересчете на SiO2. Нормы качества воды для подпитки тепловых сетей и сетевой воды приведены в таблице 7.11.
Таблица 7.11 – Нормы качества воды для подпитки теплосетей
Показатель Температура сетевой воды при закрытой системе 150 оС
Прозрачность по шрифту, см, не менее 30
Карбонатная жесткость:
при рН не более 8,5
при рН более 8,5
600

Содержание растворенного кислорода, мкг/кг 30
Содержание соединений железа, мкг/кг 400
Значение рН при 25 оС 7,0 - 11,0
Содержание нефтепродуктов, мк/кг < 1,0
К основным мероприятиям по поддержанию нормируемых показателей водно-химического режима энергоблоков ТЭЦ относятся:
- предпусковые промывки оборудования;
- постоянная продувка котлов при установившихся режимах и усиленная продувка во время переходных режимов;
- фосфатирование котловой воды (для котлов барабанного типа) или трилонирование питательной воды;
- проведение эксплуатационных промывок оборудования;
- консервация оборудования во время простоев;
- герметизация баков питательной воды и ее составляющих с целью предотвращения попадания кислорода в пароводяной цикл;
- обессоливание и обескремнивание добавочной воды;
- удаление свободной угольной кислоты из добавочной химически обработанной воды;
- обезжелезивание основного конденсата турбин и других конденсатов в случае необходимости;
- введение в пароводяной цикл корректирующих химических реагентов, соответствующих данному водно-химическому режиму.

Методы коррекции теплоносителя
К основным методам коррекции водного режима ТЭС с котлами барабанного типа относят: фосфатирование совместно с подщелачиванием едким натром котловой воды, амминирование и гидразинную обработку питательной воды.
Фосфатирование с подщелачиванием необходимо для того, чтобы создавать такие условия, при которых процессы кристаллизации и образования отложений в экранной системе котла имели бы минимальные скорости. Эта задача решается путем перевода накипеобразующих солей в шламовую форму с последующим их выводом из контура циркуляции с продувкой.
Амминирование питательной воды проводится для связывания свободной углекислоты в целях предупреждения углекислотной коррозии и коррекции рН.
Гидразинная обработка питательной воды в сочетании с термической деаэрацией является радикальной мерой предупреждения кислородной коррозии металла питательного тракта, пассивации латуни трубной системы подогревателей, снижения содержания продуктов коррозии в пароводяном тракте ТЭС.

Описание потоков конденсатов и схем их очистки
Конденсаты являются основной и наиболее ценной составляющей частью питательной воды котлов любых давлений и производительности.
Конденсаты проектируемой ТЭЦ делятся на следующие основные группы:
- турбинные конденсаты – наиболее чистые, содержат лишь газы NH3, CO2, следы O2, незначительные количества продуктов коррозии (оксиды железа, меди, цинка). Для удаления растворившихся в конденсате газов эфиктивна термическая деаэрация. Имеют небольшую температуру (25-40 0С) и давление (порядка нескольких сотых атмосфер);
- конденсаты пара регенеративных подогревателей, содержат продукты коррозии в больших количествах, чем турбинные и имеют более высокую температуру (50-100 °С);
- конденсаты пара сетевых подогревателей, имеют температуру порядка 80 0С и являются более коррозионно-агрессивными;
- конденсаты пара подогревателей сырой и химически очищенной воды, содержат продукты коррозии и соли жесткости;
- дренажные конденсаты, пар от расширителей, непрерывных продувок и т.п., высокое содержание оксидов железа;
- внешние производственные конденсаты, которые содержат разнообразные загрязнения, требующие индивидуального подхода к очистке. Часто такие конденсаты требуют больших усилий при очистке, чем обработка исходной воды.
Для очистки конденсатов от продуктов коррозии с учетом температуры конденсата применяют:
- механические, а также катионитные фильтры, загруженные сульфоуглем при температуре конденсата < 50С, либо КУ-2 при температуре ≤ 100С;
- электромагнитные аппараты, имеющие производительность в однопоточном исполнении 1000м3/ч и в двухпоточном 3600м3/ч;
- намывные ионитные фильтры;
- целлюлозные намывные фильтры.
Скорость фильтрования в намывных фильтрах – 10 м/ч, а в механических и катионитных фильтрах – 50 м/ч.
Очистка конденсатов от нефтепродуктов осуществляется методом отстоя в специальных емкостях и сорбцией в фильтрах, загруженных антрацитом, коксом, полукоксом, активированным углём.

8 ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
8.1 Исходные данные

Принципиальная схема электрического соединения проектируемой станции с энергосистемой и потребителями приведена на рисунке 8.1.

Рисунок 8.1 – Принципиальная схема электрических соединений
Для данных исходных условий необходимо выбрать структурную схему выдачи мощности, основное оборудование (генераторы, трансформаторы, реакторы), рассчитать величины токов короткого замыкания и выбрать вспомогательное оборудование (выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы тока и напряжения), а также выбрать тип токопроводов.
Таблица 8.1 – Исходные данные для проекта
Напряжения РУ Км Максимальная нагрузка на РУ, МВт Минимальная нагрузка на РУ, МВт
U в.н., кВ 110 70 220 -
U н.н., кВ 10 - 40 25
Расходы на собственные нужды принимаем равными 8 %.
Мощность энергосистемы Sc = 3800 МВ∙А;
Удельное сопротивление системы Xc = 0,12 о.е.;
Длина линий связи с системой l = 70 км.


8.2 Выбор структурной схемы выдачи мощности и основного
оборудования

Структурная схема представлена на рисунке 8.2. Согласно данной схеме ТЭЦ построена по блочному типу. Питание потребителей генераторного напряжения осуществляется от комплектных распределительных устройств (КРУ), которые подключаются к отпаечным реакторам, а связь с энергосистемой – по линиям высокого напряжения 110 кВ.

Рисунок 8.2 – Структурная схема
К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Число и мощность генераторов выбирают в зависимости от характера тепловых и электрических нагрузок. При этом стремятся установить однотипные турбогенераторы или, в крайнем случае, двух типов.
Исходя из этого по [8] для соединения с турбиной Т-110/120-130 выбираем генератор типа ТВФ-120-2ЕУ3.


Таблица 8.2 – Табличные данные генераторов
Кол-во
шт. P,
МВт S,
МВА U,
кВ I,
кА

ТВФ-120-2ЕУ3 2 120 125 10,5 6,875 0,8 0,192

Трансформаторы, работающие в блоке с генератором, выбираем исходя из мощности генераторов ( ). Мощность трансформаторов собственных нужд выбираем из процента расхода на собственные нужды от мощности генераторов ТЭЦ. Мощность резервного трансформатора собственных нужд определяем исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов НН. Она примерно равна мощности рабочего трансформатора собственных нужд [9]. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Резервный трансформатор собственных нужд присоединен к распределительному устройству высшего напряжения. Все трансформаторы СН, а также повышающие трансформаторы Т1 и Т2 имеют регулирование под нагрузкой (РПН) для поддержания необходимого уровня напряжения на сборных шинах.
Каталожные данные выбранных трансформаторов приведены в таблице 8.3.
Таблица 8.3 – Каталожные данные выбранных трансформаторов
Тип трансформатора Коли-чество Sном, МВА Uвн,
кВ Uсн,
кВ Uнн,
кВ Pх,
кВт Pк,
кВт Uквс,
% Uквн,
% Uксн, %
(Uн1-н2) Iх,
%
ТДЦ-125000/110 2 125 121 - 10,5 120 400 - 10,5 - 0,55
ТДНС-16000/20 2 16 10,5 - 6,3 17 85 - 10 - 0,7
ТРДНС– 25000/110 1 25 115 - 6,3 25 120 - 10,5 30 0,65

8.3 Разработка схем соединений распределительных устройств

Число присоединений в РУ равно:
(8.1)
где nлэп – количество отходящих к потребителям линий;
nсв – количество отходящих к системе линий;
nтc – количество трансформаторов связи;
nт – количество питающих трансформаторов.
Число ЛЭП, отходящих от РУ, определяется по формуле:
nлэп  Pмакс / Рлэп, (8.2)
где Рмакс – максимально отдаваемая мощность с шин РУ;
Рлэп – максимальная передаваемая мощность одной линии (таблица 8.4).
Таблица 8.4 – Максимальная передаваемая мощность одной линии
Напряжение линии, кВ Наибольшая длина передачи, км Наибольшая передаваемая мощность на одну линию, МВт
110 50 - 150 25 - 50
10 10 - 15 3 - 5

Таким образом, для ОРУ-110кВ:



Для КРУ - 10 кВ:



Так как число соединений к ОРУ - 110 кВ не превышает 12, принимаем схему с двумя несекционированными основными и третьей обходной системой шин (рисунок 8.3).

Рисунок 8.3 – Схема распределительных устройств

8.4 Расчет токов короткого замыкания

Для выбора и проверки электрических аппаратов на термическую и электродинамическую стойкость при КЗ необходимо определить расчетные условия: составить схему замещения, наметить места КЗ, определить время протекания тока КЗ и вид КЗ.
Рассчитаем сопротивления элементов схемы, приняв Sб = 1000 МВ∙А,
Uб = 115 кВ.
1) Сопротивление системы:

2) Сопротивление генераторов Г1 и Г2:
где - сверхпереходное сопротивление генератора.
3) Сопротивление ЛЭП:
где - удельное сопротивление 1 км линии, для воздушных линий принимается равным 0,4 Ом/км;
- длина линии электропередачи (ЛЭП), км;
- базисная мощность, МВА;
- среднее номинальное напряжение, кВ.
4) Сопротивление блочных трансформаторов Т1 и Т2, работающих на ОРУ - 110 кВ:
где - напряжение КЗ трансформатора в процентах;
- номинальная мощность трансформатора, МВ∙А.
5) Сопротивление трансформаторов ТСН1, ТСН2 и ТСН3:
ЭДС для системы Eс = 1 о.е., для генераторов Г1 и Г2:
6) Сопротивление линейных реакторов определяется из условия ограничения тока КЗ до отключающей способности выключателя. Результирующее сопротивление цепи КЗ до реактора ХΣ определяется по формуле:

Требуемое сопротивление цепи КЗ для обеспечения Iном.откл.:
Сопротивление линейных реакторов:
(8.12)
По [8, табл. 5.14] выбираем реактор РБ 10-1600-0,25У3, для которого Хр = 0,25 Ом. Тогда сопротивление реактора определим по формуле:
Составим эквивалентную электрическую схему замещения (рисунок 8.4) и наметим точки, соответствующие наиболее тяжелым условиям:
 на сборных шинах РУ каждого напряжения;
 на выводах генераторов;
 за линейным реактором;
 за трансформаторами собственных нужд.
В качестве расчетного вида КЗ принимаем трехфазное.

Рисунок 8.4 – Схема замещения к расчету токов КЗ
Приведём расчёт точки К1 (расчёты остальных точек аналогичны).
Находим результирующие сопротивления каждой ветви и преобразуем схему к виду а), представленному на рисунке 8.5.


Преобразуем схему к виду б), представленному на рисунке 8.5.


а) б)
Рисунок 8.5 – Преобразованная схема замещения станции
Рассчитаем токи КЗ в ветвях генераторов и системы. Для этого необходимо определить базисный ток:
где - среднее номинальное напряжение, кВ.
1) Периодическая составляющая токов КЗ в начальный момент времени:


Для расчёта ударных токов выбираем значения ударных коэффициентов по табл. 3.8 [2]. Ку = 1,975 для генераторов Г1 и Г2, Ку = 1,6 для системы.
3) Определяем периодическую составляющую токов КЗ в момент времени τ. Момент времени определяется по формуле:
τ = τрз + τо,
где τрз = 0,01 с, а τо = 0,04 с, тогда τ = 0,05 с.
Далее, находим отношение Iпо / Iр.ном для каждой ветви:
Iпо / Iр.ном(С) = 6,79 / 19 = 0,35; (8.23)
Iпо / Iр.ном(Г1,Г2) = 4,77 / 0,63 = 7,57 ≈ 8. (8.24)
Зная τ = 0,05 с, по кривым рисунка 3.26 [2] получаем для каждого генератора и системы отношение Iпτ / Iпо:
Iпτ / Iпо(С) = 1;
Iпτ / Iпо(Г1,Г2) = 0,75;
Iпτ(Г1,Г2) = Iпо(Г1,Г2)∙0,75 = 4,77∙0,75 = 3,58 кА; (8.25)
Iпτ(КЗ1) = 6,79 + 3,58 = 10,37 кА. (8.26)
4) Апериодическая составляющая токов КЗ в момент времени τ:
5) Максимальное значение апериодической составляющей токов КЗ
момент времени τ:

Результаты расчета точек КЗ сведём в таблицу 8.5.
Таблица 8.5 – Результаты расчета точек КЗ
Точка КЗ Источник S, МВА Xрасч, (о.е.) IП0, кА Iпτ, кА
iаτ, кА
iУ, кА
iτ, кА
К1 Система
Г1, Г2
Сумма 3800
250
- 0,739
1,188
- 6,79
4,77
11,56 6,79
3,58
10,37 0,79
5,95
6,74 15,36
13,32
28,68 10,39
11,01
21,40
К2 Система+Г2
Г1
Сумма 3800
125
- 1,404
1,536
- 39,17
40,46
79,63 39,17
34,00
73,17 4,54
50,49
55,03 88,63
113,01
201,64 60,00
98,57
158,57
К3 Система+Г2
Г1
Сумма 3800
125
- 13,42
14,54
- 6,83
7,12
13,95 6,83
7,05
13,88 0,79
8,89
9,68 15,45
19,89
35,34 10,45
18,86
29,31
К4 Система
Г1, Г2
Сумма 3800
250
- 7,55
12,16
- 12,13
8,51
20,64 12,13
8,08
20,21 1,41
10,62
12,03 27,45
23,77
51,22 18,56
22,05
40,61
К5 Система+Г2
Г1
Сумма 3800
125
- 5,77
6,25
- 9,53
9,94
19,47 9,53
9,44
18,98 1,10
12,40
13,50 21,56
27,76
49,32 14,58
25,75
40,33


8.5 Выбор выключателей и разъединителей

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах.
Выключатели выбираются по следующим условиям:
 по напряжению установки (Uуст  Uном);
 по длительному току (Iнорм  Iном; Imax  Iном).
Проверяются на:
 отключающую способность (Iпτ ≤ Iном.откл; iaτ ≤ ia.ном, где Iном.откл – номинальный ток отключения, кА).
 электродинамическую стойкость (Iпо  Iдин; iу  iдин , где Iдин и iдин - действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ [8]);
 термическую стойкость (Вк  I2терtтер, где Iтер – предельный ток термической стойкости выключателя, tтер – длительность протекания тока термической стойкости, с, Вк – номинальный тепловой импульс, кА2∙с).
Выбор разъединителей производится по следующим условиям:
- Uном ≥ Uуст;
- Iном ≥ Iнорм;
- Iном ≥ Imax;
- iдин ≥ iуд.
Приведем пример выбора электрических аппаратов в распределительном устройстве 110 кВ. Остальные аппараты выбираются аналогично. Результаты их выбора приведены в таблицах 8.6 – 8.9.
Для выбора выключателя в цепи генератора Г1 расчетное время :
τ = τрз + τо = 0,01 + 0,04 = 0,05 с. (8.33)
Определим максимальный рабочий ток:
(8.34)
Расчетный ток в нормальном режиме:
(8.35)
Номинальный тепловой импульс:
(8.36)
Номинальное значение апериодической составляющей тока отключения:
(8.37)
В качестве РУ 10 кВ принимаем комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) со шкафами К - 47, со следующими но-
минальными данными: Iном = 1,6 кА, Uном = 10 кВ, Iсборных шин = 1600 А.
Таблица 8.6 – Аппараты в распределительном устройстве 110 кВ
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель
ВЭК-110-40/2000У1 Разъединитель
РНДЗ-110/1000У1
Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ Uном = 110 кВ
Imax = 0,690 кА Iном = 2,5 кА Iном = 1,0 кА
Iп = 10,37 кА Iотк.ном = 40 кА –
iа = 6,74 кА iа.ном = 11,31 кА –
Iпо = 11,56 кА Iдин = 40 кА –
iу = 28,68 кА iдин = 102 кА iдин = 80 кА
Вк = 58,8 кА2с I2тер  tтер = 3200 кА2с I2терtтер = 3969кА2с

Таблица 8.7 – Аппараты в цепи генераторов Г1 и Г2
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель
ВВГ-20-160/12500У3 Разъединитель
РВРЗ-2-20/8000УЗ
Uуст = 10 кВ Uном=20 кВ Uном = 20 кВ
Imax = 7,6 кА Iном=12,5 кА Iном = 8 кА
Iп = 73,17 кА Iотк.ном=160 кА –
ia = 55,03 кА iа.ном=67,88кА –
Iпо = 79,63 кА Iдин=160 кА –
iу = 201,64 кА iдин= 410 кА iдин = 320 кА
Вк = 2701 кА2∙с I2тер  tтер = 102400 кА2с I2тер  tтер = 62500 кА2с

Таблица 8.8 – Аппараты, установленные за ТСН
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель ВВЭ-10-20/1600Т3
Uуст = 6,3 кВ Uном = 10 кВ
Imax = 1,54 кА Iном = 1,6 кА
Iп = 13,88 кА Iотк.ном = 20 кА
ia = 8 кА iа.ном = 11,31 кА
Iпо = 13,95 кА Iдин = 20 кА
iу = 36,42 кА iдин = 52 кА
Вк = 27,24 кА2с I2тер  tтер = 1200 кА2с
8.6 Выбор токоведущих частей

Провода для шин 110 кВ
На шинах 110 кВ ток от наиболее мощного присоединения составляет:
(8.38)
По условию коронообразования выбираем провод АС400/22 с параметрами:
 d = 26,6 мм – диаметр провода;
 Iдоп = 830 А – допустимый ток на открытом воздухе;
 m = 1,261 кг/м – масса одного метра провода.
Проверяем шины на электродинамическое действие от тока КЗ.
Определяем усилие от длительного протекания тока двухфазного КЗ:
, (8.39)
где а = 3 м – расстояние между фазами;
I(2) – ток двухфазного КЗ, А.
I(2) = 0,866•I(3) (8.40)
(8.41)
Определяем силу тяжести 1 м токопровода с учетом внутрифазных распорок:
g =1,19,8∙mn, (8.42)
где m = 1,261кг масса 1 м провода;
n = 1 – число проводов в фазе.
g = 1,19,81,2611 = 13,6 Н/м.
Определяем отношение , где h = 1,5 м - стрела провеса провода;
tэк = 0,2 с - эквивалентное по импульсу время действия быстродействующей защиты:
Определяем отношение f / g:
f/g = 6,68 / 13,6 = 0,49. (8.44)
Из полученных соотношений и диаграммы, изображенной на рисунке 4.9 [9], находим отношение b/h, где b – отклонение провода в горизонтальной плоскости, м:
b/h = 0,76;
b = 0,76h = 0,761,5 = 1,14 м. (8.45)
Сравним полученное выражение с допустимым по ПУЭ:
, (8.46)
где bдоп – допустимое отклонение провода;
D = 4 м – расстояние между фазами;
D = 0,4 м – расстояние между проводниками одной фазы (для 110 кВ);
адоп = 1,4 м – наименьшее допустимое расстояние в свету между соседними фазами в момент их наибольшего сближения.
.
bдоп = 1,225 м > b = 1,14 м.
Следовательно, при данном уровне тока КЗ схлестывание проводов произойти не должно.
Проверка на термическое действие тока КЗ и по электродинамическому взаимодействию проводников одной фазы не производится.

Провода от блочных трансформаторов до ОРУ 110 кВ
Провода для соединения блочных трансформаторов, подключенных от генераторов ТВФ-120, выбираем по экономической плотности тока.
Определяем максимальный ток:
(8.47)
Определяем экономическую плотность:
(8.48)
Выбираем провод 2хАС400/18:
- диаметр провода d = 26,0 мм;
- допустимый ток на открытом воздухе Iдоп = 680 А.
Необходимое условие Iдоп > Imax выполняется.

Провод для присоединения РТСН
Определяем ток через трансформатор:
Выбираем провод АС70/72:
- диаметр провода d = 15,4 мм;
- допустимый ток на открытом воздухе Iдоп = 265А.
Необходимое условие Iдоп > Imax выполняется.

Токопровод от ТСН до РУНН
Номинальный рабочий ток для ТСН, подключенного к генератору ТВФ-120:
(8.50)
На шинах в режиме КЗ IП0 = 13,95 кА, ударный ток iУ = 35,34 кА.
Выбираем токопровод ТЗК-6-1600-51 с параметрами:
- Uном = 6,3 кВ;
- Iном = 1,6 кА (Iном > Ip);
- ток динамической стойкости Iдин = 51 кА (Iдин > iУ).

Токопровод для генераторного напряжения
Для генераторов ТВФ-120 выбираем токопровод ГРТЕ-10-8550-250:
- Uном = 10,5 кВ;
- Iном = 8550 А;
- Iдин = 250 кА;
- тип опорного изолятора – ОФР-20-375с.

Токопровод от блока генератор-трансформатор до реакторов
От блока генератор-трансформатор выбираем:
1) два несущих провода марки АС-700/86:
- d = 36,2 мм;
- Iдоп = 1040 А – допустимый ток в помещении;
2) шесть проводов марки А-600:
- d = 31,5 мм;
- Iдоп = 955 А.

8.7 Выбор трансформаторов тока и напряжения
Выбор трансформаторов тока (ТТ) для ОРУ-110кВ производим по следующим условиям:
- Uном(ТТ) ≥ Uраб.ном;
- Iном(ТТ) ≥ Iраб.max;
- iдин ≥ iуд;
- Iтер2tтер ≥ Вк = IП02(tк + Та).
Iраб.max = Sном / Uном = 125∙103/ ∙110 = 0, 656 кА. (8.51)
Для ОРУ-110 кВ выбираем ТТ марки ТФЗМ110Б-111У1, каталожные и расчетные данные которого приведены в таблице 8.9.
Трансформаторы напряжения (ТН) выбираем по номинальному напряжению.
Для ОРУ выбираем трансформатор напряжения марки НКФ-110-57У1, каскадный в фарфоровой крышке, номинальное напряжение 110 кВ, для работы
в умеренном климате на открытом воздухе.
Таблица 8.9 - Выбор трансформаторов тока для ОРУ-110 кВ
Трансформатор тока ТФЗМ-110Б-IIIУ1 (наружный)
Расчетные данные Каталожные данные
Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ
Iраб.max = 0,656 кА Iном = 1 кА
iуд = 28,68 кА iдин = 212 кА
Вк = 66,8 кА2∙с I2тер∙tтер = 632∙3 = 11907 кА2∙с

Выбираем трансформаторы тока для трансформаторов связи ТДН-125000/110 на высшей стороне по токам КЗ в точке К1 и по току утяжеленного режима трансформатора:
Iраб.max = 1,4∙Sном / ∙Uном = 1,4∙125∙103/ ∙110 = 0,919 кА. (8.52)
Выбираем ТТ марки ТВТ-110-I-2000/5, каталожные и расчетные данные которого приведены в таблице 8.10.
Таблица 8.10 - Выбор трансформаторов тока для трансформаторов связи на высшей стороне
Трансформатор тока ТВТ-110-I-2000/5
Расчетные данные Каталожные данные
Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ
Iраб.max = 0,919 кА Iном = 2 кА
iуд = 28,68 кА iдин = 67,88 кА
Вк = 66,8 кА2∙с I2тер∙tтер = 502∙3 = 7500 кА2∙с

Выбираем трансформаторы тока для трансформатора ТДНС-25000/110
Iраб.max = 1,4∙Sном / ∙Uном = 1,4∙25∙103/ ∙110 = 0,184 кА. (8.53)
Выбираем ТТ марки ТВТ-110-600/5, каталожные и расчетные данные которого приведены в таблице 8.11.
Остальные ТТ и ТН выбираются аналогично.

Таблица 8.11 - Выбор ТТ для трансформатора ТДНС-25000/110
Трансформатор тока ТВТ-110-600/5
Расчетные данные Каталожные данные
Uуст = 110 кВ Uном = 110 кВ
Iраб.max = 0,184 кА Iном = 0,6 кА
iуд = 51,22 кА iдин = 51,91 кА
Вк = 213 кА2∙с I2тер∙tтер = 502∙3 = 7500 кА2∙с


8.9 Описание конструкции ОРУ-110 кВ
Все аппараты ОРУ располагаются на невысоких основаниях. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. Под силовыми трансформаторами 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. В местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги. ОРУ ограждается.
В ОРУ-110 кВ гибкие шины смонтированы из многопроволочных проводов. Соединения гибких шин выполнены в петлях у опор сваркой, а ответвления в пролете — способом, не требующим разрезания шин. Шины ОРУ подвешены на одинарных гирляндах изоляторов.
Для крепления и изоляции проводов и грозозащитных тросов предусмотрены подвесные изоляторы, которые состоят из изолирующего тела, шапки из ковкого чугуна, стального стержня. С помощью цементной связки шапка и стержень армированы в изолирующем теле.
Для включения, отключения и переключения рабочих токов при нормальном режиме и токов КЗ при аварийных режимах, которые могут возникнуть в линиях ОРУ установлены выключатели. Все выключатели размещаются в один ряд около второй системы шин, что облегчает их обслуживание.
Для ручного включения и отключения обесточенных участков электрических цепей, находящихся под напряжением, а также заземления отключенных участков, если они снабжены стационарными заземляющими устройствами, применяют разъединители. Полюсы разъединителей первой системы шин установлены перпендикулярно направлению сборных шин. Полюсы разъединителей второй системы сборных шин установлены ступенчато и параллельно направлению сборных шин. Провода, соединяющие разъединители первой и второй систем, укреплены на соответствующих полюсах разъединителей и дополнительных опорных изоляторах.
В присоединениях трансформаторов, а также при выходе линий вправо предусмотрены дополнительные опоры между первой и второй системами сборных шин.
Заземляющий нож представляет собой стальную трубку, один конец которой снабжен ламельным контактом, другой приварен к его валу. Неподвижный контакт заземляющего ножа укреплен на контактном ноже разъединителя. Заземляющие ножи включаются и отключаются ручным, а главные контактные ножи — ручным, электродвигательным приводом.

9 АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И АСУ

9.1 Определение АСУ ТП ТЭС

Совокупность технических средств (машин, орудий труда и т. д.), вы-полняющих соответствующие рабочие операции, представляет собой объект управления. Систему, в которой все рабочие операции и операции управления выполняются без участия человека, называют автоматической.
Автоматическое управление – это совокупность действий, направленных на поддержание или улучшения функционирования управляемого объекта без непосредственного участия человека в соответствии с заданной целью управле-ния. Характерные операции управления, осуществляемые автоматическими устройствами: включение и выключение механизмов и агрегатов машин (на-пример, вентилятора системы охлаждения двигателя), поддержание управляе-мой величины на заданном уровне (угловой скорости двигателя, давление воз-духа в ресивере тормозной системы), изменение управляемой величины по оп-ределенному закону, обеспечение экстремального значения некоторых функций и др.
Комплекс взаимодействующих между собой технических устройств, со-держащий объект управления и автоматическое управляющее устройство, на-зывают системой автоматического управления.
Применение автоматизированных систем управления позволяет повысить надежность и экономичность энергетических установок при малом числе обслуживающего персонала, способствует повышению его квалификации. При этом электронной цифровой вычислительной машине может быть передана значительная часть функций по контролю и управлению.
Автоматическая система в общем случае состоит из множества взаимо-действующих элементов. Простейшая модель автоматической системы может быть представлена совокупностью двух основных элементов: объекта управле-ния (ОУ) и управляющего устройства (УУ).
Все воздействия, приложенные к элементам системы, можно разделить на внешние и внутренние.
9.2 Функции и основные подсистемы АСУ ТП

Информационные функции АСУ ТП по энергоблокам:
1) Оперативный контроль технологических парамет¬ров.
С целью получения информации о ходе техноло¬гического процесса пре-дусматриваются: индивидуальный контроль минимального числа наиболее важных техно¬логических параметров с помощью постоянно включен¬ных пока-зывающих или регистрирующих приборов; из¬бирательный контроль, а также множественный конт¬роль (контроль по вызову на аналоговых и цифровых при-борах или электронно-лучевых трубках, графическая регистрация на аналого-вых приборах и т. п.).
2) Технологическая сигнализация.
В качестве допол¬нительной информации предусматриваются световая и звуковая сигнализация технологических параметров, вы¬шедших за пределы ус-тановленных значений, а также сигнализация состояния регулирующих и за-порных орга¬нов и оборудования. Световая сигнализация является одной из форм множественного контроля и осуществ¬ляется на световых табло.
3) Расчет технико-экономических показателей.
С целью сопоставления достигнутых показателей ка¬чества технологиче-ских процессов с заданными крите¬риями управления предусматривается авто-матизирован¬ный расчет ТЭП по отдельным агрегатам и по блоку в целом в со-ответствии с существующими нормами от¬четности. Расчеты ведутся в темпе с технологиче¬ским процессом на основе информации о технологиче¬ских пара-метрах. В целях получения представитель¬ных результатов значения оператив-ных интервалов рас¬чета ТЭП устанавливаются равными не менее 15 мин. Кроме того, значения ТЭП вычисляются в соответ¬ствии с интервалами существующих форм отчетности: за смену (8 ч), сутки, месяц, год.
4) Определение достоверности информации.
С целью проверки точности функционирования информационных под-систем предусматривается дополнительный контроль численных значений тех-нологических параметров по важнейшим каналам измерений. Проверка осу-ществ¬ляется путем сравнения с показаниями дублирующих измерительных си-стем и приборов или со значениями параметров, полученными на основании косвенных вы¬числений с помощью информационно-вычислительного комплекса (ИВК).
5) Диагностика состояния оборудования.
С целью предупреждения возможных неполадок в работе энерго¬блока предусматривается спорадический и непрерывный контроль состояния обору-дования путем оценки откло¬нений текущих значений параметров от установ-ленных.
6) Регистрация аварийных положений.
С целью обоб¬щения опыта эксплуатации энергоблоков, выявления эко-номического ущерба от аварий и предупреждения ошибочных действий опера-тивного персонала предусмат¬ривается специальная регистрация событий и тех-ноло¬гических параметров в аварийных (предаварийных) режимах работы энер-гооборудования (внезапный сброс электрической нагрузки, непредвиденный останов одного или группы агрегатов и т. п.). В случае необходимости персона-лу представляется информация для анализа при¬чин возникновения и характера развития аварий. Для этого в памяти управляющего вычислительного комплекса (УВК) хранится информация о событиях и значениях технологических пара-метров в течение за¬данного промежутка времени Т1, начиная от момента по-следнего опроса. В каждом новом цикле представления данных «стирается» информация, вышедшая за пределы интервала Т1, и вместо нее заносятся вновь полученные сведения. При этом обеспечивается регистрация собы¬тий, последо-вательности и времени срабатывания тех¬нологических защит, положения всех контролируемых регулирующих и запорных органов на момент аварий, а также значения важнейших технологических пара¬метров.

Функции управления АСУ ТП по энергоблоку:
1) Статическая оптимизация режимов работы энерго¬оборудования.
С целью достижения заданных критериев управления предусматривается контроль и управление режимами работы оборудования.
По котлу — поддержание КПД брутто вблизи опти¬мального значения путем сравнения его текущего и рас¬четного значений. Регулирующим воздей-ствием служит изменение расхода воздуха, подаваемого в топку, на¬пример, за счет изменения положения направляющих аппаратов на всасе дутьевых венти-ляторов.
По турбине — поддержание КПД нетто турбоустановки вблизи опти-мального значения за счет изменения вакуума в конденсаторе. Регулирующим воздействием служит изменение расхода охлаждающей воды в кон¬денсатор. Изменение производительности циркуляцион¬ных насосов достигается, напри-мер, путем изменения положения направляющих аппаратов на всасе насосов.
2) Динамическая оптимизация технологических про¬цессов.
С целью достижения заданных показателей качества переходных про-цессов предусматривается под¬стройка динамических параметров настройки ре-гулято¬ров нижнего уровня. Подстройка осуществляется при изменениях режи-мов работы энергоблока (например, при переходе с одного уровня нагрузки на другой) или условии его эксплуатации (изменение вида и характе¬ристик топлива или состава работающего оборудова¬ния). Подстройка может осуществляться дистанционно оператором с помощью приспособлений, имеющихся на пульте управления и на регуляторах, или автоматически с помощью УВК.
3) Переключение и дискретные операции.
С целью достижения заданных критериев управления при пере¬ходе с одного уровня электрической или тепловой на¬грузки на другой или в случае изменения состава рабо¬тающего оборудования предусматриваются переключе-ния в тепловой или электрической схеме энергоблока. Переключения осу-ществляются дистанционно или с по¬мощью технических средств дискретной автоматики (устройств логического управления нижнего уровня или дискретных автоматов). В состав операций переключе¬ния входят: открытие или закрытие запорных органов в обусловленной последовательности или же включение (отключение), пуск (останов) вспомогательных агрега¬тов (резервных, пусковых, дополнительных и т. п.).
Необходимость в автоматических переключениях и дискретных опера-циях больше всего возникает в пуско¬вых, аварийных или переменных режимах работы обо¬рудования, наиболее тяжелых с точки зрения оператив¬ной загру-женности персонала.

Информационные функции АСУ ТП по ТЭЦ:
1) Общестанционный контроль технологических параметров и состояния оборудования.
С целью представления информации операторам (дежурному инженеру ТЭЦ) о ходе технологического процесса и достижении заданных значений тех-нико-экономических показателей ТЭЦ предусматривается сбор и переработка информации о состоянии и режиме работы общестанционного технологического оборудования и главной электрической схемы станции.
2) Расчет общестанционных ТЭП.
Осуществляется с различными интервалами времени в зависимости от принятой в энергосистеме отчетности. Полученная информация представляется лицам, принимающим решения по управлению ТЭЦ: дежурному инженеру, началь¬никам смен (старшим операторам энергоблоков), в про¬изводственно-технический отдел и руководству ТЭЦ.
3) Контроль достоверности информации общестанци¬онного назначения
Осуществляется параллельно с рас¬четом ТЭП ТЭЦ и отдельных энерго-блоков.
4) Регистрация общестанционных аварий.
С целью обобщения опыта эксплуатации и последующего ана¬лиза ава-рийных ситуаций предусматривается, начиная с момента возникновения аварии, автоматическая реги¬страция обобщенных показателей ТЭЦ и технологиче¬ских параметров, характеризующих состояние оборудо¬вания общестанционного назначения.
5) Обмен оперативно-диспетчерской информации с АСУ вышестоящих и нижестоящих уровней.
Осуществ¬ляется на основе отработанных процедур установления связи, обмена и завершения передачи информации. Об¬мен информацией происходит непрерывно по важней¬шим каналам управлений и измерений и периодически по второстепенным каналам.

Функции управления АСУ ТП по ТЭЦ:
1) Оптимальное распределение нагрузок между энер¬гоблоками с помо-щью УВК общестанционного назначе¬ния, определяющего расходные характе-ристики энергоблоков, относительные приросты электрической мощности и расчет ее абсолютных приростов по энерго¬блокам.
2) Выбор состава работающего оборудования энер¬гоблоков в зависимо-сти от заданного графика электри¬ческой нагрузки ТЭЦ с учетом останова и длительности простоев части оборудования и затрат топлива и элек¬троэнергии на его последующий пуск.
3) Дискретное и непрерывно-дискретное управление вспомогательным оборудованием, образующим функцио¬нальные группы и подгруппы общеблоч-ного и общестан¬ционного назначения (БРОУ, установки хими¬ческой подготовки воды, системы топливоподачи, цен¬трализованного циркуляционного водо-снабжения и др.).
4) Выполнение логических операций по переключе¬ниям в главной элек-трической схеме станции путем воз¬действия на исполнительные устройства или УЛУ низшего уровня, сочлененных с коммутирующей аппаратурой.
5) Групповое управление автоматическими системами регулирования возбуждения электрических генераторов с целью стабилизации напряжения на выходе отдельных агрегатов и шинах станции.
Наряду с перечисленными функции управления АСУ ТП по энергоблоку дополняются широким кругом функ¬ций, выполняемых подсистемами нижнего уровня (АСР, УЛУ, ДУ и ТЗ), которые рассматриваются дальше [11].

Подсистемы АСУ ТП ТЭС:
1) Теплотехнический контроль: сбор информации и проведение расчетов технико-эко¬номических показателей, а также о состоянии оборудования.
В качестве датчиков для измерения температуры наиболее широкое рас-пространение получили термо¬пары и термосопротивления. В термопарах в ка-честве выходного сигнала выступает ЭДС, а в термосопротивлениях – измене-ние сопротивления.
2) Технологическая сигнализация: прием и представление информации о нарушении в режиме технологического процесса, в работе агрегата или техно-логических систем, установка контроля и управления.
Сигнализация делится на технологическую и аварийную. Технологиче-ская сигнализация предупреждает оператора об отклонениях рабо¬чих парамет-ров за установленные пределы, о рабочем состоянии механизмов, о положении запорной и регулирующей арматуры. Аварийная сигнализация сообщает опера-тору инфор¬мацию о срабатывании технологических защит, аварийных отклю-чениях (включениях) ре¬зерва и аварийного отклонения технологических пара-метров за допустимые пределы;
3) Дистанционное управление.
Предназначено для воздействия на электрофицирован¬ные приводные механизмы и запорно-регулирующую арматуру, расположенную в различ¬ных местах, дистанционно с поста управления оператора или автоматически по за-даниям логических программ.
Дистанционное управление подразделяется на 4 класса:
а) индивидуальное;
б) избирательное;
в) групповое;
г) функционально-групповое.
4) Автоматическое управление.
Включает в себя автоматические системы регулирова¬ния и защиты предназначенные для управления регулирующими органами.
Эта подсистема выполняет следующие функции:
а) стабилизация технологических параметров;
б) поддержание соответствия между двумя зависимыми величинами;
в) изменение регулируемой величины во времени по заданной программе;
г) поддержание какого-либо оптимального значения регулирующей величи-ны.
Эта подсистема производит приём соответствующей информации; фор-мирует за¬коны регулирования и управляющие воздействия, а также выдает оператору информацию о работе регуляторов и регулируемых параметрах.
Все регуляторы подразделяются на 4 класса:
а) ответственные регуляторы – обеспечивают надежность работы агрегатов. Выход их из строя влечет за собой останов агрегата;
б) режимные регуляторы – обеспечивают ведение нормального режима тех-нологиче¬ского процесса, поэтому выход их отключение только снижает эффек-тивность работы обо¬рудования;
в пусковые регуляторы – поддерживают технологические параметры по за-данным программам в процессе пуска и останова агрегата;
г) местные регуляторы – поддерживают технологические параметры вспо-могатель¬ных процессов и агрегатов.
5) Технологические защиты.
Служат для предотвращения ава¬рии оборудования в случае отклонения параметров за допустимые пределы. Действия защит связано с открытием за-порных органов и пуском или остановом вспомогательного или ос¬новного обо-рудования. Устройства защиты обычно устанавливаются для контроля наиболее ответственных параметров, чрезмерное отклонение которых от заданных значений чревато нарушением нормального технологического процесса и по-вреждением оборудования.
Авто¬матические защитные устройства, обслуживающие тепловую часть электрической станции, называются тепловыми защитами.
Автоматические защиты призваны воздействовать на объект лишь в ис-ключительных случаях, т.е. в предаварийном или аварийном положении и при резких глубоких сбросах электрической и тепловой нагрузок.
По степени воздействия на защищаемые установки защитные устройства разделяются на основные (главные) и ме¬стные (локальные). К основным отно-сятся защитные устройства, действие которых приво¬дит к останову парогенера-тора или энергоблока в целом или к глубокому снижению их на¬грузки. Местные защиты предотвращают развитие аварии без останова основных агрегатов.
Автоматические защиты для паровых турбин:
- защита от повышения частоты вращения ротора;
- защита при сдвиге ротора;
- защита от ухудшения вакуума в конденсаторе;
- защита от понижения давления масла в системе смазки и охлаждения подшипников.
Автоматические защиты барабанных парогенераторов:
- защита от повышения давления пара;
- защита по уровню в барабане;
- защита от потускнения и погасания факела;
- защита от понижения (повышения) температуры перегрева пара.
6) Подсистема связи: предназначена для передачи команд информации между оперативным пер¬соналом.

9.3 Автоматические системы регулирования

Основные САР барабанного котла:
1) регуляторы пароводяного тракта:
– регулятор уровня в барабане (регулятор питания);
– регулятор непрерывной продувки из соленого отсека барабана кот-ла;
– регулятор фосфатирования (умягчения жесткости котловой воды).
2) регуляторы газовоздушного тракта – САР процесса горения:
– регулятор топлива;
– регулятор общего воздуха с корректирующим регулятором по СО и О2;
– регулятор разряжения.

1 - экранируемая камерная топка; 2 - трубы циркуляционного контура; 3 - опускные трубы;
4 - барабан; 5, 6 - пароперегреватель; 7 - пароохладитель; 8 - экономайзер; 9 – воздухоподогреватель.
Рисунок 9.1 – Принципиальная технологическая схема барабанного па-рового котла

Рисунок 9.2 – Схема взаимосвязей между выходными и входными вели-чинами в барабанном котле

САР уровня воды в барабане (регулятор питания барабанного кот-ла)
САР уровня воды в барабане (рисунок 9.3) обеспечивает надежность ра-боты котла в целом при совместной работе с технологическими защитами как от понижения (упуска котловой воды из барабана), так и превышения уровня воды в барабане (перепитка котла). При упуске котловой воды оголяются экранные трубы в топке, что приводит к их пережогу и разрыву (явление «свищ»). При перепитке котловой воды в барабане вместо пара в пароперегреватель поступает котловая вода при температуре, равной температуре насыщения при данном давлении в барабане котла. В результате в толстостенных элементах энергоблока (главный паропровод, фланцы) возникает разность температур между наружными и внешними стенками, приводя к появлению соответ-ствующих термических напряжений в металле. Однако главные паропроводы изготовлены из аустенитных сталей, которые выдерживают эти термические напряжения, но существенно сокращается срок службы металла. Если вода до-стигает турбины, то термические напряжения могут привести к раскрытию фланцев турбины, т.е. к тяжелой аварии.
Характерной особенностью динамики по уровню в барабане является то, что с течением времени при скачке на входе уровень устремляется в бесконеч-ность, т.е. объект относится к объектам без самовыравнивания. Поэтому, с точ-ки зрения надежности работы котла, при экспериментальном определении ди-намики по уровню вместо экспериментальных переходных характеристик при скачке на входе необходимо использовать импульсные характеристики.
Второй особенностью регулятора уровня в барабане является то, что он одновременно реализует два типа регуляторов:
а) регулятор соотношения двух расходов «расход пара – расход питатель-ной воды»;
б) регулятор стабилизации технологического параметра на заданном уровне (в данном случае регулируемым параметром является уровень в барабане).

Рисунок 9.3 – САР уровня воды в барабане
Основной регулируемой величиной является уровень воды в барабане Н. Задатчик ручного управления (ЗРУ) вырабатывает сигнал задающего воздей-ствия, который компенсирует регулируемую величину (принцип стабилизации технологического параметра).
Регулятор питания (РП) выполняет функции выдерживания соотношения двух расходов «расход пара D – расход питательной воды Wпв». Однако расход зависит от потребителя, следовательно, он подается на вход РП с плюсом и является задающим сигналом, а Wпв - отключающим сигналом, т. е. подается с минусом. Поэтому задача РП состоит в том, чтобы для поддержания уровня на заданном значении подгонять расход питательной воды под потребителя, т. е. расход пара.
Реверсивный двигатель РД перемещает виток регулирующего питатель-ного клапана РПК.
Одной из неприятностей динамики по уровню при возмущении расходом пара из барабана служит явление «набухания» уровня в барабане, вызванное захватом капелек воды уходящим паром (рисунок 9.4).

Рисунок 9.4 – Явление «набухания»
Явление «набухания» уровня в барабане приводит к ложному срабаты-ванию регулятора. Поэтому зону нечувствительности регулятора выбирают та-ким образом, чтобы она была немного больше величины ΔН. В результате чего, регулятор воспримет явление «набухания» как чистое запаздывание. Кривая 1 описывается следующим образом:
(9.1)

САР непрерывной продувки
Регулятор непрерывной продувки непрерывно удаляет котловую воду из соленого отсека барабана котла (рисунок 9.5)


Рисунок 9.5 – САР непрерывной продувки
Регулятор непрерывной продувки представляет собой типовую каскад-ную САР со стабилизирующим (СР) и корректирующим (КР) регуляторами. За-дающим сигналом СР является расход пара D, а отключающим – сигнал датчика расхода непрерывной продувки Gнп, СР воздействует на регулирующий клапан непрерывной продувки РКНП. Однако основной регулируемой величиной является солесодержание котловой воды, измеряемое датчиком NaCl, отградуи-рованном на поваренную соль. Поэтому выход датчика по главной обратной связи с минусом подключается к измерительному блоку КР, на второй вход ко-торого подключено с плюсом задающее значение параметра от ЗРУ.
Регулятор фосфатирования (умягчения) котловой воды
Прин¬ципиальная схема регулирования продувки и ввода фосфатов пред-ставлена на рисунке 9.6.
Мерный бак 5 заполняется раствором фосфата натрия крепостью 5 г/кг. Сигнал по расходу пара поступает на расходомер 8, электро¬механический инте-гратор которого используется в качестве импульсатора, воздействующего через пусковое устройство 4 на включение и отключение плунжерного фосфатного насоса 6.


1 – барабан; 2 – регулятор продувки; 3 – импульсатор расхода пара; 4 – пусковое устрой-ство; 5 – мерный бак; 6 – плунжерный насос; 7 – корректирующий прибор
Рисунок 9.6 – Прин¬ципиальная схема регулирования продувки и ввода фосфатов
При увеличении паро¬вой нагрузки возрастает продолжительность цикла включения фосфат¬ного насоса и наоборот. Обычно такая система ввода фосфа-тов применяется совместно с двухимпульсной системой непрерывной про¬дувки, изображенной на этой же схеме. Поэтому вводимые в бара¬бан фосфаты находятся в постоянной зависимости от паровой нагруз¬ки, а их содержание в котловой поде определяется непрерывной про¬дувкой и концентрацией подава-емого раствора фосфата натрия, кото¬рая должна быть неизменной. Требуемые соотношения между коли¬чеством фосфатов, паровой нагрузкой и непрерывной продувкой устанавливаются по результатам теплохимических испытаний.

САР двух последовательно включенных впрысков
Схема двух последовательно включенных впрысков, работающих в ши-роком диапазоне изменения нагрузок (100 - 30 % для энергоблока, работающего на природном газе) представлена на рисунке 9.7.
Обычно Р1 и Р2 работают независимо друг от друга, поддерживая свою регулируемую величину на заданном уровне. Если появится большое топочное возмущение f2, то t0 начнет увеличиваться, РК2 откроется полностью на 100 %, однако t0 выше номинального заданного значения – Р2 выйдет из диапазона ре-гулирования из-за малой величины регулирующего воздействия Хр2 при боль-шом возмущении f2.

КПП I – 1 ступень конвективного пароперегревателя, основной регулируемой величиной на выходе которой является t2; КПП II – 2-ая ступень конвективного пароперегревателя, основной регулируемой величиной на выходе которой является температура пара за котлом t0; Р1, Р2 – основной регулятор 1 и 2 впрысков; РК1 и РК2 – регулирующие клапаны 1 и 2 впрысков; Wвпр1, Wвпр2 – расход воды на 1 и 2 впрыск; Хр1 и Хр2 – регу-лирующие воздействия 1 и 2 впрысков; Дф1 и Дф2 – дифференциатор 1 и 2 впрысков; t1 – температура пара за конечным впрыском; t3 – температура пара за первым впрыском; ДП – датчик положения РК2 конечного впрыска; ДТЛ – датчик положения типа люфт 0-100%; D0, p0 – расход и давление перегретого пара на выхо-де котла; Д – датчик нагрузки; УКПДН – устройство коррекции параметров динамической настройки регу-ляторов впрысков (kд1, Tд1, k р1, Tи1); (kд2, Tд2, k р2, Tи2) в функции от нагрузки котла или энергоблока; a – kд1, Tд1; b – k р1, Tи1; с – kд2, Tд2; d – k р2, Tи2.
Рисунок 9.7 – Схема двух последовательно включенных впрысков
Чтобы уменьшить температуру t0 до заданного значения датчик положе-ния (ДП) включает ДТЛ, который начинает корректировать задание регулятору Р1 в такую сторону и на такую величину, чтобы регулирующее воздействие Хр1 сложилась с Хр2 и объединенными усилиями снизили t0 пара до заданного зна-чения. При этом РК2 входит в диапазон регулирования, т.е. ДП показывает меньше 100 %-го открытия РК2, датчик ДТЛ отключается и оба регулятора начинают работать независимо друг от друга. Если котел работает в составе энергоблока в широком диапазоне изменения нагрузок, то возможны три вари-анта расчета параметров оптимальной динамической настройки САР:
а) САР настроена по динамическим характеристикам 100 % нагрузки, где динамика объекта наилучшая;
б) САР настроена по динамическим характеристикам 30 % нагрузки, где динамика объекта наихудшая;
в) САР настроена на среднюю нагрузку котла.
Ни один из этих вариантов не обеспечивает качественного регулирова-ния во всем диапазоне изменения нагрузок котла, кроме той нагрузки, по дина-мическим характеристикам которых произведен расчет САР. Для поддержания хорошего качества регулирования во всем диапазоне изменения нагрузок 100-30 % к типовой САР вводят дополнительно УКПДН, который представляет собой нелинейные блоки, корректирующие параметры динамической настройки САР в функции от нагрузки котла или энергоблока, обеспечивающее хорошее качество регулирования во всем диапазоне изменения нагрузок.

САР оптимизации процесса горения
САР оптимизации процесса горения представлена на рисунке 9.8.

Регуляторы процесса горения:
– регулятор топлива (РТ);
– регулятор общего воздуха (РОВ) с коррекцией по содержанию СО или О2 в уходящих дымовых газах (регулятор экономичности процесса горе-ния);
– регулятор разряжения (РР) в топке котла.
РТ получает задающий сигнал от главного регулятора (ГР), а отключа-ется по расходу топлива, величина которого изменяется регулирующим клапа-ном газа (РКГ).
РОВ получает задающий сигнал от расхода газа, отключается по расходу воздуха, а также корректирующий сигнал по содержанию О2 или СО2.

Рисунок 9.8 – Регуляторы процесса горения
РР регулирует или поддерживает разрежение в топке котла SТ на задан-ном уровне путем воздействия на направляющие аппараты дымососов или из-менением числа оборотов электроприводов. Для улучшения качества регулиро-вания разрежения предусмотрена данная связь от РОВ через дифференциатор по расходу общего воздуха ВТ.

САР регулирования максимального давления в общей паровой ма-гистрали ТЭЦ

Рисунок 9.9 - САР регулирования максимального давления в общей па-ровой магистрали ТЭЦ
Основной регулируемой величиной является максимальное давление в общей паровой магистрали (ОПМ), выходной сигнал с блока максимума (max) с помощью отрицательной обратной связи подается на вход измерительного блока главного регулятора, где сравнивается с положительным сигналом ЗРУ. При этом главный регулятор выполняет функции корректирующего регулятора, а роль стабилизирующих регуляторов – регуляторы топлива работающих кот-лов.

САР мощности энергоблока

Рисунок 9.10 - САР мощности энергоблока
Система автоматического управления мощностью блока (САУМБ) со-стоит из котельного регулятора мощности (КРМ) и двух турбинных регулято-ров, реализующих два режима работы энергоблока (от 30 до 70 % - режим скользящего давления пара, от 70 до 100 % - режим номинального давления па-ра перед турбиной).
Применение режима скользящего давления пара перед турбиной позво-ляет увеличить экономичность работы энергоблока за счет уменьшения потерь на дросселирование пара в РК турбины, которые будут в этом режиме полно-стью открыты.
КРМ получает задающий сигнал Nзд* (Nзд* - заданная мощность энерго-блока с выхода БУ), отключающим сигналом является фактическая электриче-ская мощность генератора энергоблока (Nф). Сигнал ошибки регулирования од-новременно подается на КРМ и два турбинных регулятора мощности. Выход КРМ реализует функции КР, вырабатывающего задание регуляторам нагрузки котла.
Регулятор давления перегретого пара («до себя») перед турбиной (РД) в качестве основной регулируемой величины использует давление р0, а задающим сигналом ЗРУ.
Стабилизатор положения регулирующих клапанов турбины (СПРКТ) в качестве основной регулируемой величины использует давление иввиоля, а за-дающим сигналом – сигнал от ЗРУ. Автоматический задатчик мощностью блока с двумя органами настройки (АЗМБ) формирует сигнал задания человеком-оператором по заданию ДИСа с помощью задатчика нагрузки (ЗН) и задатчика скорости (ЗС).
РПС – реле переключения структуры турбинных регуляторов мощности, выполняющие роль логического элемента ИЛИ. ДфИнв – дифференциатор ин-вариантности, т.е. независимости работы КРМ от плохой работы турбинных ре-гуляторов мощности, например, вызванных вибрацией одного из регулирующих клапанов турбины.

9.4 Методика и расчет параметров оптимальной динамической настройки САР с дифференциатором

Динамика объекта задана следующими параметрами:
- Коп = 3,7 ºС/т/ч;
- Топ = 16,5 с;
- σоп = 1,5 с;
- Кин = 1,12;
- Тин = 89 с;
- σин = 18 с;
- Тк = 107 с;
- τу = 54 с.
1) В базовом варианте расчета стабилизирующий регулятор ПИ рассчи-тываем по методу частичной компенсации, дифференциатор по методу полной компенсации в частном виде.
Передаточная функция крайнего внешнего возмущения имеет вид:
Wв(р) = 10/(30p+1).
Рассчитаем параметры оптимальной динамической настройки САР:
Wоп(р) = Коп/[(Топр+1)∙(σопр+1)] = 3,7/[(16,5р+1)∙(1,5р+1)];
Wин(р) =Кин∙е-τу∙р/(Ткр+1) = 1,12∙е-54р/(107р+1);
Wд(р) =Кд∙Тдр/(Тдр+1) ;
Тд = Тк = 107 с, Кд = 2Кин∙τу/Тк =2∙1,12∙54/107 =1,13;
Wд(р) =1,13∙107∙р/(107р+1) = 120,91р/(107р+1);
K = Кр∙Коб = Кр∙Кд∙Коп= 0,7395Т(1+1/Т)2-1;
Т = Топ/σоп = 16,5/1,5 = 11;
К = 0,7395∙11(1+1/11)2-1 = 8,681;
Кр = K/(Кд∙Коп) = 8,681/(1,13∙3,7) = 2,08;
I = Ти/σоп = 6,36К/(Т∙(1+1/Т)3) = 6,36∙8,681/(11∙(1+1/11)3) = 3,866;
Ти = I∙σоп = 3,866∙1,5 = 5,799;
Wр(р) = Кр(Тир+1)/Тир = 2,08(5,799р+1)/5,799р.

Рисунок 9.11 – Структурная схема двухконтурной САР с дифференциатором
2) Рассчитаем параметры оптимальной динамической настройки базо-вой САР с применением метода золотого сечения.
1 случай:
τу1 = 0,382τу = 0,382∙54 = 20,628;
S1 = Тк + τу = 107+54 = 161;
Тк1 = S1 - τу1 = 161 – 20,628 = 140,372 с;
Тд1 = Тк1 =140,372 с;Кд1 = 2Кин∙τу1/Тк1 =2∙1,12∙20,628/140,372 =0,329;
Wд1(р) =Кд1∙Тд1р/(Тд1р+1) = 0,329∙140,372р/(140,372р+1) = 46,182р/(140,372р+1);
Кр1 = K/(Кд1∙Коп) = 8,681/(0,329∙3,7) = 7,131;
Wр1(р) = Кр1(Ти1р+1)/Ти1р = 7,131(5,799р+1)/5,799р.
2 случай:
τу2 = 0,618τу = 0,618∙54 = 33,372; S2 = Тк + τу = 107+54 = 161;
Тк2 = S2 - τу2 = 161 – 33,372 = 127,628; Тд2 = Тк2 =127,628;
Кд2 = 2Кин∙τу2/Тк2 =2∙1,12∙33,372/127,628 =0,586;
Wд2(р) =Кд2∙Тд2р/(Тд2р+1) = 0,586∙127,628р/(127,628р+1) = 74,79р/(127,628р+1);
Кр2 = K/(Кд2∙Коп) = 8,681/(0,0,586∙3,7) = 4,004;
Wр2(р) = Кр2(Ти2р+1)/Ти2р = 4,004(5,799р+1)/5,7.
Сведем параметры настройки ПИ-регулятора и дифференциатора в таб-лицу 9.1.
Таблица 9.1 - Сводная таблица параметров настройки ПИ-регулятора и дифференциатора
Метод расчета па-раметров настройки Параметры настройки ПИ-регулятора и дифференциатора
Кр Кд Тд
МПК в ЧВ 2,08 1,13 107
τу1 = 0,382τу 7,131 0,329 140,372
τу2 = 0,618τу 4,004 0,586 127,628

Сводные графики переходных процессов приведены на рисунках 9.12 – 9.15

Рисунок 9.12 - Сводный график отработки скачка задания

Рисунок 9.13 - Сводный график отработки скачка внутреннего возмущения

Рисунок 9.14 - Сводный график отработки регулирующего воздействия

Рисунок 9.15 - Сводный график отработки крайнего него возмущения
Из приведенных выше графиков следует, что наилучшим методом явля-ется метод золотого сечения с τу1 = 0,618τу. Степень затухания в данном случае составляет Ψ = 0,8.
3) Рассчитаем настройки ПИ-регулятора по динамическим характери-стикам n-последовательно соединенных звеньев.
Методику расчета настройки ПИ-регулятора по динамическим характе-ристикам n-последовательно соединенных звеньев проводим в соответствие с передаточной функцией, которая имеет вид:
Wоб(р) = Wин(р) = Кин/(Т0р+1)n (1)
1. Находим график переходной характеристики инерционного участка в виде передаточной функции второго порядка с запаздыванием:
Wин(р) = Кин∙е-τу∙р/[(Тинр+1)(σинр+1)]
Принимаем Кин = 1.

Рисунок 9.16 – Структурная схема инерционного участка САР

Рисунок 9.17 – График отработки скачка задания
2. Откладываем отрезок ОА = 0,663Кин = 0,663∙1 = 0,663. Проводим горизонталь ВС параллельно оси времени и затем перпендикуляр ВС до пере-сечения с осью времени:
t0,663 = OC = 170,524 – время отработки 66,3% от установившегося значе-ния.
3. Откладываем отрезок OD = 0,1 и находим аналогичным образом t0,1:
t0,1 = OЕ = 75,892
4. Определяем λ0 = t0,663/ t0,1 =170,524/75,892 = 2,247.
5. По найденному значению λ0 находим по таблице численное значение n:
n =5,503 = 6.
6. Находим Т0 из соотношения а1 = n∙Т0 = 0,889∙ t0,663:
Т0 = 0,889∙ t0,663/n = 0,889∙ 170,524/6 = 25,266.
Представим передаточную функцию по методу Кулакова-Власова-Власюка в виде инерционного звена первого порядка с запаздыванием:
Wин(р) = Кин∙е-τ1∙р/(Т1р+1),
где Т1 = Т0∙n1/2 = 25,266∙61/2 = 61,889 с (9.1)
τ1 = nT0-T1 = nT0 – T0 n1/2 = T0∙(n-n1/2) = 25,266∙(6-61/2) =89,707 с (9.2)
Согласно МПК в частном виде время интегрирования для ПИ-регулятора:
Ти = Т1 = 61,889 с;
Ти/Т0 = n1/2 = 61/2 =2,449;
Kp = T1/(4∙ξ2∙Кин∙τ1) = T0∙ n1/2/(4∙ξ2∙Кин∙ T0∙(n-n1/2)) = n1/2/(4∙ξ2∙Кин∙(n-n1/2)) =
= 61/2/(2∙1,12∙(6-61/2)) = 0,308;
Wр(р) = Кр(Тир+1)/Тир = 0,308∙(61,889р+1)/61,889р.
САР с дифференциатором, где Wин(р) представлено в виде инерционного звена первого порядка с запаздыванием представлена на рисунке 9.18.

Рисунок 9.18 – САР с дифференциатором (инерционное звено первого порядка)
САР с дифференциатором, где Wин(р) представлено в виде инерционного звена второго порядка с запаздыванием представлена на рисунке 9.19.

Рисунок 9.19 – САР с дифференциатором (инерционное звено второго порядка)
САР с дифференциатором, где Wин(р) представлено в виде последова-тельно соединенных звеньев представлена на рисунке 9.20.

Рисунок 9.20 – САР с дифференциатором (Wин(р) представлено в виде последовательно соединенных звеньев)

Рисунок 9.21 – График отработки скачка задания
Выводы:
1) чем больше порядок объекта, тем хуже его динамика;
2) метод Кулакова-Власова-Власюка позволяет рассчитать настройки ПИ-регулятора по динамическим характеристикам n последовательно соединенных звеньев.

 

9.5 Малоканальный микропроцессорный контроллер Ремиконт Р-130

Ремиконт Р-130 – это компактный малоканальный многофункциональ-ный микропро¬цессорный контроллер, предназначенный для автоматического регулирования, логического управления технологического процессами. Он предназначен для применения в электротех¬нической, энергетической и других отраслях промышленности (12).
Ремиконт Р-130 эффективно решает как сравнительно простые, так и сложные за¬дачи управления.
Ремиконт Р-130 имеет три модели: регулирующую, логическую и непрерывно-дис¬кретную. Регулирующая модель предназначена для решения задач автоматического регули¬рования ; логическая модель- для реализации логических программ шагового управления, непрерывно-дискретная для совместного решения задач автоматического регулирования и логических программ.
Регулирующая модель Ремиконта Р-130 позволяет вести локальное, каскадное про¬граммное, супервизное, многосвязанное регулирование. Ар-хитектура этой модели обеспе¬чивает возможность вручную или автомати-чески включать, отключать, переключать, ре¬конфигурировать контуры ре-гулирования , причём все эти операции выполняются без¬ударно независимо от сложности структуры управления. В сочетании с обработкой аналого¬вых сигналов эта модель позволяет выполнять также логическое преобразование сигналов и вырабатывать не только аналоговые или импульсные, но и дис-кретные команды управле¬ния.
Логическая модель Ремиконта Р-130 формирует логическую программу шагового управления с анализом условий выполнения каждого шага, зада-нием контрольного времени на каждом шаге и условным или безусловным переходом программы к заданному этапу. Помимо обработки дискретных сигналов, эта модель позволяет выполнить также разнооб¬разные функцио-нальные преобразования аналоговых сигналов и вырабатывать не только дискретные но и аналоговые управляющие сигналы.
Модель для непрерывно-дискретного управления имеет библиотеку , содержащую как алгоритмы автоматического регулирования, так и логиче-ского управления.
Все модели Ремиконта Р-130 содержат средства оперативного управле-ния, располо¬женные на лицевой панели контроллера. Эти средства позво-ляют вручную изменять режим работы, устанавливать задание, управлять ходом выполнения программы, вручную управ¬лять исполнительными устройствами, контролировать сигналы и индуцировать ошибки.
Стандартные аналоговые и дискретные датчики и исполнительные устройства под¬ключаемые к Ремиконту Р-130 с помощью индивидуальных кабельных связей. Внутри контролера сигналы обрабатываются в цифровой форме.
Ремиконт Р-130 представляет собой комплекс технических средств. В его состав вхо¬дят центральный микропроцессорный блок контроллера БК-21 и ряд дополнительных бло¬ков.
В регулирующей модели Ремиконта Р-130 предусмотрено:
- до 4-х независимых контуров регулирования, каждый из которых ло-кальным или кас¬кадным, с аналоговым и импульсным выходом, с ручным, программным или супервизор¬ным задатчиком;
- разнообразные сочетания аналоговых или дискретных входов и выходов;
- семьдесят шесть зашитых в ПЗУ алгоритмов непрерывной и дискретной обработки информации включая алгоритмы ПИД-регулирования, мате-матических, динамических, нелинейных ана¬лого-дискретных и логических преобразований;
- до 99 алгоритмических блоков со свободным их заполнением любыми алгоритмами из библиотеки и свободным конфигурированием между собой и с выходами-входами контрол¬лера;
- ручная установка или автоподстройка любых коэффициентов в любых алго¬ритмах;
- безударное изменение режимов управления и безударное включение, отключение, пе¬реключение и конфигурация контуров любой степени слож-ности;
- формирование нескольких программ задания с возможностью оператив-ного выбора нужной программы и её многократного, однократного или циклического выполнения;
- оперативное управление контурами регулирования с помощью 12 кла-виш.
В логической модели Ремиконта Р-130 предусмотрено:
1) до 4-х независимых логических программ шагового управления, каждая из которых может быть линейной или разветвлённой с условными или безусловными переходами;
2) разнообразные сочетания аналоговых или дискретных входов и вы-ходов;
3) семьдесят шесть зашитых в ПЗУ алгоритмов непрерывной и дис-кретной обработки информации включая алгоритмы ПИД-регулирования, математических, динамических, нелинейных ана¬лого-дискретных и логиче-ских преобразований;
4) до 99 алгоритмических блоков со свободным их заполнением любы-ми алгоритмами из библиотеки и свободным конфигурированием между со-бой и с выходами-входами контрол¬лера;
5) ручная установка или автоподстройка любых коэффициентов в лю-бых алгоритмах;
6) формирование нескольких программ задания с возможностью опера-тивного выбора нужной программы и её многократного, однократного или циклического выполнения.
Непрерывно-дискретная модель:
1) управление и контроль пятью группами сигналов, каждая из которых может содержать до девяти аналоговых или дискретных входных или вы-ходных сигналов;
2) разнообразные сочетания аналоговых или дискретных входов и вы-ходов;
3) 76 зашитых в ПЗУ алгоритмов непрерывной и дискретной обработки информации включая алгоритмы ПИД-регулирования, математических, ди-намических, нелинейных ана¬лого-дискретных и логических преобразований;
4) до 99 алгоритмических блоков со свободным их заполнением любы-ми алгоритмами из библиотеки и свободным конфигурированием между со-бой и с выходами-входами контрол¬лера;
5) формирование нескольких программ задания с возможностью опера-тивного выбора нужной программы и её многократного, однократного или циклического выполнения.
Ремиконт Р-130 - программное устройство, но для работы с ним не нужны програм¬мисты. Процесс программирования сводится к тому, что пу-тём последовательного нажатия нескольких клавиш из библиотеки, зашитой в ПЗУ, извлекаются нужные алгоритмы. Эти алгоритмы объединяются в си-стему заданной конфигурации и в них устанавливаются тре¬буемые пара-метры настойки.
Виртуальная (кажущаяся) структура Ремиконт Р-130 описывает ин-формационную организацию контроллера и характеризует его как звено си-стемы управления.
Часть элементов виртуальной структуры реализовано аппаратно, часть – программно. Всё программное обеспечение, формирующее виртуальную структуру зашито в ПЗУ и поль¬зователю недоступно.
В состав виртуальной структуры контроллера входят:
1) Аппаратура ввода-вывода информации
2) Аппаратура оперативного управления и настройки
3) Аппаратура интерфейсного канала
4) Алгоритмические блоки
5) Библиотека алгоритмов
Контроллер Ремиконт-Р-130 относится к микропроцессорным сред-ствам вычисли¬тельной техники, которая имеет следующие преимущества:
- надежность;
- малые габариты;
- небольшая стоимость;
- малый расход электроэнергии на собственное питание;
- возможность размещения ближе к объекту и т.д.


10 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

10.1 Расчет выбросов при сжигании газа

На проектируемой ТЭЦ газ является основным видом топлива для энергетических и водогрейных котлов. При горении газа основными загрязнителями являются оксиды азота. В условиях высокотемпературного горения топлива азот воздуха становится реакционно-способным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды. Кроме того, образование оксидов азота может происходить за счет разложения и окисления азотосодержащих соединений, входящих в состав топлива. Всего азот с кислородом может образовывать шесть соединений: N2O, NO, N2O3, NO2, N2O4, N2O5. Наиболее устойчивым оксидом является NO2, поэтому установленные нормы ПДК даются для суммы всех оксидов в пересчете на NO2. На выходе из дымовых труб двуокись азота составляет 10-15 % всех окислов азота, содержащихся в дымовых газах, а остальные 85-90 % составляет окись азота.
Суммарное количество оксидов азота (NO + NO2) в пересчете на двуокись азота в тоннах в год или в граммах в секунду, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами при сжигании газообразного топлива, рассчитывается по формуле:
, (10.1)
где Bр – расчетный расход условного топлива, т.у.т./ч;
k – коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, кг/т.у.т.;
β1 – коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива;
ε1 - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов на снижение NOx в зависимости от условий подачи их в топку (принимаем равным 0,015 [13]);
r = 15 % – степень рециркуляции дымовых газов;
β2 – коэффициент, учитывающий конструкцию горелок;
β3 – коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления (для газа и мазута принимается равным единице);
ε2 – коэффициент, характеризующий снижение выбросов оксидов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок;
– доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной установке;
no – длительность работы азотоочистной установки;
nк – длительность работы котлов;
kp = 0,278 – коэффициент пересчета.
Вр = В(100 - q4 )/100, (10.2)
где В - полный расход топлива, .

Так как q4 = 0, то Вр = В = 88,19 т.у.т./год.
Для паровых котлов производительностью D = 200 - 500 т.у.т./ч коэффициент k определяется по формуле:
(10.3)
где – фактическая паропроизводительность котла, т/ч,
– номинальная паропроизводительность котла, т/ч;
При сжигании в энергетических котлах газообразного топлива значение коэффициента β1 при коэффициенте избытка воздуха в топочной камере αт=1,03 принимается равным 0,8 [13].
При номинальной нагрузке и степени рециркуляции менее 30 % при сжигании газа и мазута и вводе газов рециркуляции через шлицы под горелками ε1 = 0,015.
Для вихревых горелок коэффициент β2 = 1.
Коэффициент ε 2 определяем по рис.4.2 [13] в зависимости от доли воздуха в, подаваемого помимо основных горелок.
Принимаем в = 10 %, следовательно, ε2 = 0,78.
Так как азотоочистка не предусмотрена, то

10.2 Расчет выбросов при сжигании мазута

а) Расчет выбросов оксидов азота производится аналогично, как и при сжигании газа.
При сжигании в энергетических котлах жидкого топлива значение коэффициента β1 при коэффициенте избытка воздуха в топочной камере αт =1,03 принимается равным 0,9 [13].
Коэффициент ε 2 определяем по рис.4.2 [13] в зависимости от доли воздуха в, подаваемого помимо основных горелок.
При в = 18 % ε2 = 0,62.

б) Расчет выбросов оксидов серы:
Количество оксидов серы SO2 и SO3 в атмосферу в пересчете на SO2 при отсутствии специальных сероулавливающих устройств рассчитываются по формуле:
; (10.4)
где B – расход топлива всеми котлами при сжигании мазута, т.у.т./год;
SP – содержание серы в топливе на рабочую массу, %;
– доля оксидов серы связываемых летучей золой в котлах.
Для мазута
– доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителях.
в сухих золоуловителях принимается равным нулю.

Определяем выброс NO2 приведенный к эквиваленту выброса SO2:
(10.5)
Определим суммарный выброс NO2 и SO2:
(10.6)

10.3 Расчет дымовой трубы

Расчет ведем по топливу с худшими показателями по выбросам – по мазуту. Высота дымовой трубы выбирается по условиям отвода газов и рассеивания содержания в них NO2 и SO2, летучей золы и других вредных выбросов:
(10.7)
где ρп = 1 – для одноствольной трубы;
m – коэффициент, учитывающий скорость выхода дымовых газов из устья трубы, при скорости выхода дымовых газов из устья трубы 10 - 15 м/с m = 1;
n = 1 – коэффициент, учитывающий условия выхода газов из устья трубы;
η – коэффициент, учитывающий рельеф местности; так как местность ровная с перепадом высот не более 50 м на расстоянии 1 км от ТЭЦ, то η = 1;
А = 160 – коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы;
М – массовый суммарный выброс NO2 и SO2;
F = 1 – коэффициент, учитывающий скорости осаждения примесей в атмосфере;
z = 1 – число дымовых труб;
СФ – фоновая концентрация;
V – суммарный объем дымовых газов (из укрупненного расчета котла):
(10.8)
В – суммарный расход топлива котлами (из укрупненного расчета котла);
ΔТ = 110 - 25 = 85 ºС – разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень;

Выбираем одну дымовую одноствольную железобетонную трубу высоты 150 м с диаметром устья равным 6,0 м.

11 ОХРАНА ТРУДА

11.1 Производственная санитария и техника безопасности

11.1.1 Генеральный план ТЭЦ

В качестве объекта строительства принимаем ТЭЦ отопительного типа мощностью 220 МВт, основным топливом является природный газ, резервным - мазут.
Выбор площадки ТЭЦ, согласно ТКП 45-3.01-155-2009 «Генеральные планы промышленных предприятий. Строительные нормы проектирования», увязываем с общей планировкой района. ТЭЦ является загородной и располагается недалеко от потребителей тепла.
Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устройства: главный корпус с размещенной на открытом воздухе дымовой трубой, повышающими трансформаторами, открытые электрические распределительные устройства, устройства водоснабжения, топливного хозяйства, химическую очистку добавочной воды, масляное хозяйство, лаборатории и мастерские, склады оборудования и материалов, служебные помещения.
Временный торец ТЭЦ располагаем таким образом, чтобы в случае установки дополнительного оборудования было достаточно территории для развития ТЭЦ и создания санитарно-защитной зоны. Так как ТЭЦ является загородной и топливом является природный газ, то согласно СНиП II-58-75 «Электростанции тепловые. Нормы проектирования» санитарно-защитную зону устанавливаем величиной 20 метров. Территория санитарно-защитной зоны благоустраивается и озеленяется, предусматриваем сохранение существующих зеленых насаждений.
Между отдельными зданиями и сооружениями на территории ТЭЦ предусматриваем санитарные разрывы для обеспечения необходимой освещенности и проветривания, а также противопожарные разрывы.
Размещение зданий и сооружений ТЭЦ, выбор расстояний между ними производится главным образом на основании их характеристик: категории производств по взрывопожарной и пожарной опасности и степени огнестойкости зданий, помещений, сооружений согласно перечню производств по СНиП II-58-75 «Электростанции тепловые. Нормы проектирования».
По противопожарным нормам на станции склад мазута сооружен в отрыве от остальных сооружений на специально выделенной и огороженной территории.
Ограждение площадки ТЭЦ, а также ОРУ вне ее территории выполняется железобетонным забором высотой 2 метра, с внутренней стороны ограды имеется свободная от застройки зона шириной 5 метров для автоматической охранной сигнализации. Ограда ТЭЦ имеет два автомобильных въезда. Ворота въездов оборудованы дистанционным управлением, контрольно-пропускными пунктами и площадками для осмотра грузового транспорта.
Согласно ТКП 45-3.02-209-2010 «Административные и бытовые здания. Строительные нормы проектирования» 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. Высоту этажей вспомогательных зданий принимаем 4,2 метра. Вспомогательные помещения, размещаемые в пристройках к главному корпусу, сообщаются отапливаемыми переходами.
Скрытые под землей коммуникации водопровода, канализации, теплофикации, а также газопроводы, воздухопроводы и кабели имеют на поверхности земли указатели.
Все здания и сооружения соединяются автодорогами. Вокруг главного корпуса предусматриваем автодорогу на две полосы. Расстояние от края проезжей части автодороги до стен зданий – 20 метров согласно ТКП 45-3.01-155-2009 «Генеральные планы промышленных предприятий. Строительные нормы проектирования».
Проезды для пожарных автомобилей вокруг мазутонасосной и ОРУ, а также других линейных сооружений – не менее 6 метров. Имеются пешеходные тротуары и дорожки.
Мазутное хозяйство состоит из приемно-сливного устройства, мазутонасосной и мазутосклада. Емкости склада соответствуют нормам, установленным СНБ 3.02.01-98 «Склады нефти и нефтепродуктов». Эстакады выполнены из негорючих материалов, лестницы расположены в торцах эстакады.
Внутренние двери помещений масляного и мазутного хозяйства имеют предел огнестойкости EI 45 и открываются в обе стороны.
Полы в помещениях мазутного хозяйства выполнены из негорючих и маслостойких материалов с уклоном не менее 0,5% к приямкам для сбора нефтепродуктов.
Здание ГРП - одноэтажное 1 степени огнестойкости с покрытием легкой конструкции массой 100 кгс/м2 и полами из негорючих и неискрящих материалов. Двери ГРП открываются наружу. Температура воздуха в помещении – не менее 5 0С. Вентиляция естественная, обеспечивающая трехкратный воздухообмен.
КИП с электроприводом и телефон в помещении ГРП выполнены во взрывобезопасном исполнении. Освещение выполнено взрывобезопасным наружным с установкой рефлекторов в нишах стен. Распределительные щитки установлены вне помещения.
На входном и выходном газопроводах ГРП установлены наружные задвижки на расстоянии 10 метров от здания. Отвод газов в атмосферу от сбросных предохранительных клапанов производится через трубопровод, выведенный из здания на 1 метр выше карниза крыши.
Так как движение газового потока через регуляторы при значительных перепадах давления и скорости вызывает высокий уровень шума в помещении ГРП, достигающий 120-130 дБА, то для повышения звуконепроницаемости здания оконные проемы заполнены стеклоблоками, двери и приточная жалюзийная решетка изнутри изолированы латексом толщиной 0,02 метра, зонт и труба вентиляционного дефлектора изнутри покрыты листовым пенополиуретаном на клее N 88.
Существующая система водоснабжения – оборотная с двумя башенными градирнями, циркуляционными насосами, оросительными устройствами.
На территории ТЭЦ предусматриваем раздельные системы канализации:
 бытовую (хозяйственно-фекальную);
 производственных, незагрязненных сточных вод;
 производственных сточных вод, загрязненных нефтепродуктами;
 производственных сточных вод, загрязненных осыпью и пылью.
К основному оборудованию проектируемого КТЦ ТЭЦ относятся:
 2 паровых котла марки Е-500-13,8-560ГМН;
 3 водогрейных котла марки КВГМ -100-150;
 2 турбины типа Т-110/120-130.
К вспомогательному оборудованию относятся питательные, циркуляционные, конденсатные насосы, дымососы, вентиляторы, оборудование цеха ХВО и электроцеха.

11.1.2 Планировка главного корпуса

Главный корпус является многопролетным зданием, в котором каждый пролет предназначен для размещения однотипного оборудования. Главный корпус состоит из машинного, деаэраторного, котельного и дымососного отделений.
Оборудование главного корпуса расположено в соответствии с технологической последовательностью, что сокращает протяженность коммуникаций.
В компоновке главного корпуса учтены требования, связанные с ремонтными работами: предусмотрено наличие ремонтных площадок между агрегатами и у торцов здания и имеется возможность транспортирования оборудования с помощью кранов и напольных средств без нарушения безопасности обслуживания оборудования, находящегося в работе.

11.1.3 Опасные и вредные производственные факторы, мероприятия по борьбе с ними

В воздух рабочей зоны выделяются СО, SO2, оксиды азота NOх. Их предельно допустимые концентрации (ПДК) соответственно равны: SO2 - 10 мг/м3, NO2 - 2 мг/м3, СО - 20 мг/м3, окислов азота – 20 мг/м3.
Для снижения вредных выбросов предусматриваем наличие развитых радиационных поверхностей нагрева в зоне горения, уменьшение мощности горелок, применение достаточно высокой дымовой трубы для рассеивания этих выбросов на достаточно большой территории. При этом высота дымовой трубы превышает высоту самого высокого здания в зоне предприятия, обслуживаемого ТЭЦ. Более детально этот вопрос освещен в разделе «Охрана окружающей среды».
Для отопления и вентиляции помещений ТЭЦ в качестве теплоносителей применяем перегретую воду, а для взрывоопасных и пожароопасных помещений – горячий воздух. Для помещений управления технологическими процессами в главном корпусе предусматриваем установку кондиционеров. Для охлаждения воздуха при подаче в котельное и машинное отделения в котлотурбинном цехе установлены две пароэжекторные установки (ПЭУ).
В котельном отделении предусмотрена подача приточного воздуха в количестве 3-х кратного воздухообмена в час без учета количества воздуха, удаляемого дутьевыми вентиляторами. При этом система организации воздухообмена при вентиляции исключает возможность застоя и скопления газов в отдельных зонах помещения.
Для вентиляции главного корпуса системами с механическим побуждением предусмотрена подача приточного воздуха в нижнюю зону, а также выше рабочих площадок (уровня пола) сосредоточенно к наружным стенам и в сторону котельного отделения с подогревом в холодный период года до 100С.
По СНБ 4.02.01- 03 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха» температуру воздуха в рабочей зоне производственных помещений с полностью автоматизированным технологическим оборудованием, функционирующим без присутствия людей (кроме дежурного персонала, находящегося в отдельном помещении и выходящего в производственное помещение периодически для осмотра и наладки оборудования не более чем на 2 ч непрерывно), при отсутствии технологических требований к температурному режиму помещений принимаем:
а) для теплого периода года при отсутствии избытков теплоты — равную температуре наружного воздуха, при наличии избытков теплоты — на 4 °С выше температуры наружного воздуха при параметрах А, но не ниже 29 С, если при этом не требуется подогрев воздуха;
б) для холодного периода года и переходных условий при отсутствии избытков теплоты и расчетных параметрах наружного воздуха Б — 10 °С, а при наличии избытков теплоты — экономически целесообразную температуру.
В местах производства ремонтных работ продолжительностью 2 ч и более непрерывно предусматриваем снижение температуры воздуха до 25 °С в теплый период года (параметры А) передвижными воздухоохладителями и повышение температуры воздуха до 16 °С в холодный период года (параметры Б) передвижными воздухонагревателями.
При проектировании предусматриваем меры по созданию допустимых метеорологических условий для рабочих мест в соответствии с требованиями СанПиН № 9-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» и снижению воздействия на работающих вредных факторов.
Относительная влажность и скорость движения воздуха в производственных помещениях с полностью автоматизированным технологическим оборудованием не нормируются при отсутствии специальных требований.
Расчетные параметры наружного воздуха для города Минска указаны в таблице 11.1
Таблица 11.1 – Расчетные параметры наружного воздуха
Наименование пункта Расчетная географическая
широта, °с.ш. Барометрическое давление,
гПа Период года Параметры А Параметры Б Скорость ветра, м/с Средняя суточная амплитуда
температуры воздуха,°С
Температура воздуха, °С Удельная энтальпия, кДж/кг Температура воздуха, °С Удельная энтальпия,
кДж/кг
Минск 54 990 Теплый 21,2 47,2 25,8 50,6 2,6 10,3
Холодный 10,0 6,8 24,0 22,7 3,7 —
В соответствии с СанПиН 9-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений» в помещениях пультов управления технологическими процессами, в залах вычислительной техники и других помещениях при выполнении операторских работ, соблюдаются следующие оптимальные нормы: в холодный период года температура воздуха — от 22 до 24 °С, относительная влажность воздуха — от 40 до 60 % и скорость движения воздуха — не более 0,1 м/с; в теплый период года температура воздуха — от 23 до 25 °С, относительная влажность воздуха — от 40 до 60 % и скорость движения воздуха — не более 0,1 м/с.
В помещениях для отдыха рабочих принимается температура воздуха в холодный период года 20 °С и 23 °С — в теплый.
Освещение помещений и других объектов ТЭС проектируем по ТКП 45-2.04-153-2009 (02250) «Естественное и искусственное освещение. Строительные нормы проектирования», исходя из условий зрительной работы, требований ПТЭ и ПУЭ при максимальном использовании естественного и совмещенного освещения при учете требований к ультрафиолетовому облучению.
Предусматриваем меры по обеспечению рабочего и аварийного освещения во всех помещениях, на рабочих местах и на открытой территории. Аварийное освещение включает: освещение безопасности и эвакуационное освещение.
Для помещений, в которых постоянно пребывает персонал, применяем газоразрядные лампы, а для освещения главных дорог территории ТЭЦ – ксеноновые.
Нормируемые значения освещенности различных рабочих мест приведены в таблице 11.2.
Таблица 11.2 – Нормируемая освещенность рабочих мест
Рабочие места Рабочая поверхность и плоскость, на которой нормируется освещённость (Г – горизонтальная; В – вертикальная) Нормируемая освещённость при общем освещении, лк
1 2 3
Сливно-наливные эстакады Г-пол площадки
Г-горловина цистерны 5
20
Помещения РУ, диспетчерские, операторные, (электро-) щитовые:
а) с постоянным пребыванием людей

 

б) с периодическим пребыванием людей

 

Г-0,8м от пола
Г-стол оператора
Г, В-1,5м на панели пульта управления, шкалы приборов
В - задняя сторона щита
Г, В-1,5м на панели пульта управления, шкалы приборов
Г-0,8м от пола
В - задняя сторона щита

 

200
300
150

50
150

150
50
Помещения РУ, диспетчерские, операторные, (электро-) щитовые:
а) с постоянным пребыванием людей

 

Г-0,8м от пола
Г-стол оператора
Г, В-1,5м на панели пульта управления, шкалы приборов
В - задняя сторона щита

 

200
300
150

50
Окончание таблицы 11.2
1 2 3
б) с периодическим пребыванием людей
Г, В-1,5м на панели пульта управления, шкалы приборов
Г-0,8м от пола
В - задняя сторона щита 150

150
50
Запорная и регулирующая арматура:
а) в помещениях

б) вне зданий

В - на топках, задвижках, вентилях, клапанах, затворах, петлях
то же

75

50
Площадки котлов, проходы за котлами Г-пол 50
Помещения топливоподачи Г-0,8м от пола 150
Помещения дымососов, вентиляторов Г-0,8м от пола 150

Конденсационная, ХВО, деаэраторная Г-пол 75

Генераторная Г-пол 50
Освещенность рабочей поверхности, создаваемая светильниками общего освещения в системе комбинированного освещения, составляет не менее 10 % нормируемой для комбинированного освещения. В помещениях без доступа естественного света освещенность рабочей поверхности, создаваемую светильниками общего освещения в системе комбинированного, следует повышать на одну ступень.
Освещенность проходов и участков, где работа не производится, составляет не более 25 % от освещенности, приведенной в ТКП 45-2.04-153-2009 (02250) для системы общего освещения, но не менее 75 лк при разрядных лампах и не менее 30 лк при лампах накаливания.
Согласно СанПиН 2.2.4/2.1.8.10-33-2002 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» по способу передачи на человека вибрацию классифицируют на общую и локальную.
Общую вибрацию по источнику возникновения подразделяют на:
 транспортную;
 транспортно-технологическую;
 технологическую.
При организации технологических процессов стремятся заменить операции, выполняющиеся вибрирующим оборудованием на процессы, свободные от вибрации, а там, где это невозможно, для снижения вредного воздействия вибрации применяют:
 дистанционное и автоматическое управление, исключающее передачу вибрации на рабочие места;
 виброизоляцию (упругие элементы между оборудованием и фундаментом);
 средства индивидуальной защиты.
Фундаменты под турбоагрегаты, турбогенераторы, питательные, циркуляционные насосы, дымососы, вентиляторы как наиболее виброактивное оборудование, конструкции опорных креплений площадок их обслуживания, качество изготовления оборудования, монтажа, ремонта и эксплуатации обеспечивают нормативные требования гигиенических характеристик вибрации, определяющих ее воздействие на человека.
Предельно допустимые значения общей и локальной вибрации для рабочих мест устанавливаются в соответствии с СанПиН 2.2.4/2.1.8.10-33-2002 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий» и приведены в таблицах 11.3 и 11.4.
Таблица 11.3 – Предельно допустимые значения общей технологической вибрации
Среднегеометрические частоты полос, Гц Предельно допустимые значения нормируемого параметра в производственном помещении
С вибрирующими машинами, категория 3а Без вибрирующих машин, категория 3б
v, м/с 10-2 Lv, дБ v, м/с 10-2 Lv, дБ
1 2 3 4 5
2 1,3 108 0,5 100

Окончание таблицы 11.3
1 2 3 4 5
4 0,45 99 0,18 91
8 0,22 93 0,089 85
16 0,2 92 0,079 84
31,5 0,2 92 0,079 84
63 0,2 92 0,079 84
Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни
0,2
92
0,079
84

Таблица 11.4 – Предельно допустимые значения производственной локальной вибрации
Среднегеометрические частоты полос, Гц Предельно допустимые значения по осям Xл, Yл, Zл
Виброускорение Виброскорость
м/с2 дБ м/с 10-2 дБ
8 1,4 73 2,8 115
16 1,4 73 1,4 109
31,5 2,7 79 1,4 109
63 5,4 85 1,4 109
125 10,7 91 1,4 109
250 21,3 97 1,4 109
500 42,5 103 1,4 109
1000 85,0 109 1,4 109
Корректированные и эквивалентные корректированные значения и их уровни 2,0 76 2,0 112

По «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ) двойная амплитуда вибрации подшипников турбин, генератора и возбудителя не должна быть более 3010-6 м при числе оборотов n=3000 об/мин. При нормальном режиме эксплуатации турбогенератора максимальное расчетное значение амплитуд вынужденных колебаний верхних блоков фундаментов в зонах опор подшипников не должно быть более 1510-6 м. При проектировании фундаментов под оборудование предусматриваем акустические и воздушные зазоры между фундаментами под оборудование, полом и строительными конструкциями зданий и сооружений.
Предельно допустимые уровни звукового давления и уровни звука на рабочих местах, установленные санитарными нормами, правилами и гигиеническими нормативами «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки», приведены в таблице 11.5.
Таблица 11.5 – Предельно допустимые уровни звукового давления и уровни звука на рабочих местах


Наименование
рабочих мест Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц Уровни звука
и эквивалентные уровни
31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000 звука,
Уровни звукового давления, дБ дБА
Кабинеты административного корпуса, лаборатории 86 71 61 54 49 45 42 40 38 50
Кабинеты цехового управленческого аппарата 93 79 70 63 58 55 52 50 49 60
Кабинеты и помещения наблюдения и ДУ, помещения мастеров 96 83 74 68 63 60 57 55 54 65
Лаборатории с шумным оборудованием 103 91 83 77 73 70 68 66 64 75
Постоянные рабочие места 107 95 87 82 78 75 73 71 69 80
Для снижения шума в помещениях применяем звукопоглощающие материалы и устройства (кожухи, экраны, перегородки, прокладки).
Согласно ТКП 181-2009 «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» помещения по опасности поражения электрическим током подразделяются на следующие классы:
1) помещения без повышенной опасности, в которых отсутствуют условия, создающие повышенную или особую опасность;
2) помещения с повышенной опасностью, характеризующиеся наличием в них одного из следующих условий, создающих повышенную опасность:
-сырости или токопроводящей пыли;
-токопроводящих полов (металлических, земляных, железобетонных, кирпичных и т.п.);
-высокой температуры;
-возможности одновременного прикосновения человека к металлоконструкциям зданий, имеющим соединение с землей, технологическим аппаратам, механизмам и т.п., с одной стороны, и к металлическим корпусам электрооборудования (открытым проводящим частям), с другой.
3) особо опасные помещения, характеризующиеся наличием одного из следующих условий, создающих особую опасность:
-особой сырости;
-химически активной или органической среды;
-одновременно два или более условий повышенной опасности;
4) территория открытых электроустановок в отношении опасности поражения людей электрическим током приравнивается к особо опасным помещениям.
Для защиты персонала от поражения электротоком предусматриваем защитное заземление, зануление, системы защитного отключения, ограждения, изоляцию.
Согласно ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземление, зануление» защитное заземление выполняем преднамеренным электрическим соединением металлических частей электроустановок с землей или ее эквивалентом. Зануление выполняем электрическим соединением металлических частей электроустановок с заземленной точкой источника питания электроэнергией при помощи нулевого защитного проводника.
Защитному заземлению или занулению подлежат металлические части электроустановок, доступные для прикосновения человека и не имеющие других видов защиты, обеспечивающих электробезопасность.
В качестве заземляющих устройств электроустановок используем естественные заземлители. В качестве заземляющих и нулевых защитных проводников используем специально предназначенные для этой цели проводники.

11.1.4 Требования к конструкции основного оборудования

Конструкцию и гидравлическую схему котлов и экономайзеров выбираем таким образом, чтобы они обеспечивали надёжное охлаждение стенок элементов, находящихся под давлением.
Конструкция котлов обеспечивает возможность равномерного прогрева их элементов при растопке и нормальном режиме работы, а также возможность удаления воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых могут образоваться воздушные пробки при заполнении котлов водой.
Для барабанов и коллекторов применяем лазы и лючки. В барабанах лазы изготавливаем круглой формы (диаметр круглого лаза – 0,4 метра). В качестве лазов можно использовать топочные дверцы и амбразуры горелочных устройств.
Крышку лаза массой более 30 кг оснащаем приспособлением, которое облегчает ее открывание и закрывание.
В стенках топки и газоходов предусматриваем лазы и гляделки, обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева, обмуровки, а также за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов.
Дверцы и крышки лазов, лючков и гляделок изготавливаем прочными, плотными и исключающими возможность самопроизвольного открывания.
В конструкции котлов предусматриваем взрывные предохранительные устройства. Эти устройства установлены в стенке топки, последнего газохода котла, экономайзера. Взрывные предохранительные устройства устраиваем и размещаем так, чтобы было исключено травмирование людей.
Для котлов расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения принимаем 2 метра.
Контрольно-измерительные приборы к газопроводам с давлением более 0,1 МПа присоединены металлическими трубками, а к газопроводам с давлением газа до 0,1 МПа эти приборы присоединены резиновыми трубками длиной не более 1 метра, закрепленными хомутами. На отводах к приборам предусматриваются отключающие устройства.
Турбины по техническим условиям размещаются в контейнерах, оснащенных системой автоматического управления (САУ), которая обеспечивает технологические измерения и блокировки работы турбины, вентиляцию, контроль загазованности и пожаротушение турбины в пределах контейнера. Дно короба имеет уклон для стока масла к находящейся под контролем персонала специальной сбросной трубе достаточного сечения, направленной в дренажный канал. Маслопроводы, расположенные вне короба, отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы и другие места соединений (тройники, стыковые швы и пр.) заключены в специальные кожухи со сливом масла из них в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений охватывают фланцы, сварные швы и участок трубы длиной 0,10 - 0,12 метра от шва.
Все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и напротив их фланцевых соединений, теплоизолированы и обшиты листовой сталью или алюминием для предохранения изоляции от пропитывания маслом.
Подвальные помещения паровых турбин просторные и освещены в соответствии с ТКП 45-2.04-153-2009. Все находящиеся в этих помещениях части (конденсаторы, насосы, трубы и пр.) расположены так, чтобы их можно было удобно и безопасно обслуживать. Стопорные клапаны, которые установлены непосредственно на патрубке турбины, плотно запираются. Перед пуском турбины она прогревается газом при пониженной температуре настолько, чтобы исключалась термическая деформация металла.
Движущиеся и вращающиеся части оборудования ограждены. Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах, на поверхности изоляции в помещениях при температуре воздуха +25 °C не превышает +45 °С, а на поверхности обмуровки котлоагрегатов +55 °С. Предусматриваем, что потери теплоты с поверхности обмуровки котлов не превышают 100 Вт/м2. “Холодные” наружные поверхности оборудования и трубопроводы, на которых может происходить конденсация водяных паров воздуха, имеют изоляцию. Поверхности изоляции имеют защитное покрытие и окраску. Трубопроводы пара и горячей воды согласно правилам Госпромнадзора имеют цветные кольца соответствующего цвета.
Количество эвакуационных выходов из зданий и помещений проектируем не менее двух, при этом ворота для железнодорожного подвижного транспорта как эвакуационный выход не учитываем. Лестницы для эвакуации в главном корпусе предусматриваем наружными, открытыми у временной торцевой стены бункерно-деаэраторного отделения.

11.1.5 Требования к трубопроводам газа, мазута, пара, горячей воды

При прокладке трубопроводов пара и горячей воды в полупроходных каналах высота каналов в свету составляет не менее 1,5 м, ширина прохода между изолированными трубопроводами - не менее 0,6 м. При прокладке трубопроводов в проходных тоннелях (коллекторах) высота тоннеля (коллектора) в свету составляет не менее 2 м, а ширина прохода между изолированными трубопроводами - не менее 0,7 м. Предусматриваем входные люки с лестницей или скобами. Расстояние между люками не более 300 м, а в случае совместной прокладки с другими трубопроводами - не более 50 м.
Применяем фланцевые соединения только для присоединения трубопроводов к арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы.
Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 45 °С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, покрываем тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не превышает 45 °С.
На паропроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300 °С и выше устанавливаем указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы.
В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода предусматриваем спускные штуцера, снабженные запорной арматурой, для опорожнения трубопровода. Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов устанавливаем воздушники. Каждый трубопровод для обеспечения безопасных условий эксплуатации оснащаем приборами дня измерения давления и температуры рабочей среды, а в необходимых случаях - запорной и регулирующей арматурой, редукционными и предохранительными устройствами и средствами защиты и автоматизации.


11.2 Пожарная безопасность

По взрывопожарной и пожарной опасности помещения и здания подразделяются на категории в соответствии c ТКП 474-2013 «Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности». Огнестойкость строительных конструкций определяется ТКП 45-2.02-142-2011 «Здания, строительные конструкции, материалы и изделия. Правила пожарно-технической классификации.». Категории производства для зданий и сооружений ТЭЦ и степень огнестойкости зданий приведены в таблице 11.6.
Число эвакуационных выходов из зданий с каждого этажа и из помещений составляет не менее двух. Ширина путей эвакуации принимается не менее 1 метра, а дверей на путях эвакуации – не менее 0,8 метра. Высота прохода на путях эвакуации – не менее 2 метров.
Таблица 11.6 – Категории производственных процессов по их взрывопожарной и пожарной опасности, огнестойкость зданий и сооружений
Наименование помещений и сооружений Степень огнестойкости здания Категория производства
по взрывопожарной и пожарной опасности
Главный корпус:
-котельное отделение
-машинное отделение
-помещение щитов управления
Помещение водоподготовки
Конденсатоочистка
Приемно-сливные устройства
Мазутонасосная
Помещение ГРП
Газоходы
Ремонтные мастерские
Склады реагентов
Материальный склад
Башенные градирни
Пиковая водогрейная котельная
Ацетилено-кислородная станция
Дожимная компрессорная
II
II
II
III
III
II
II
II
II
III
III
II
V
II
I
II
Г1
Д
Д
Д
Д
В2
В2
А
Г1
Д
Д
В3
Д
Г1
А
А
Согласно ТКП 45-2.02-142-2011 «Здания, строительные конструкции, материалы и изделия. Правила пожарно-технической классификации» степень огнестойкости зданий характеризуется пределами огнестойкости их строительных конструкций (в минутах) и классами пожарной опасности строительных конструкций. Соответствующие данные приведены в таблице 11.7.

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;
 огнетушители порошковые ОП-10;
 огнетушители углекислотные типа ОУ-5;
 краны противопожарного водопровода, которые расположены в непосредственной близости от помещения, в коридоре.
 Таблица 11.7 – Предел огнестойкости, класс пожарной опасности строительных конструкций

Степень огнестойкости здания Предел огнестойкости - класс пожарной опасности строительных конструкций/класс пожарной опасности систем наружного утепления (облицовок наружных стен с внешней стороны)
1 2 3 4
Несущие элементы здания Самонесущие стены Наружные ненесущие стены Перекрытия междуэтажные
Ι R 120-K0/KH0 RE 90-K0/ KH0 E 60-K0/ KH0 REI 90-K0
ΙΙ R120-K0/KH0 RE 60-K0/ KH0 E 30-K0/ KH0 REI 60-K0
ΙΙI R 90-K0/KH0 RE 60-K0/ KH0 E 30-K0 KH0/ REI 60-K0
V R 45-K1/KH1* RE 30-K1/KH2 E 15-K2/KH2 REI 45-K1
5 6
Элементы
бесчердачных покрытий Лестничные клетки
Настилы Фермы, балки, прогоны Внутренние стены Лестницы
Ι RE30-K0 R30-K0 REI 120-K0 R 60-K0
ΙΙ RE30-K0 R30-K0 REI 120-K0 R 60-K0
ΙΙI RE30-K0 R30-K0 REI 90-K0 R 45-K0
V RE15-K1 R15-K1 REI 60-K0 R 45-K0

В КТЦ предусматриваются локальные системы пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного котлоагрегата или турбоагрегата. Стационарные 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 расположены 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 управления (ГЩУ) и от мест расположения переносных пеногенераторов, установленных у входа в здание. В котельном отделении в местах расположения мазутопроводов, задвижек к горелкам установлены автоматические тепловые датчики пожарной сигнализации с приемом сигналов на ГЩУ.
На котлах предусматривается система пожаротушения регенеративных воздухоподогревателей (РВП). Пожаротушение баков масла в турбинном отделении предусмотрено высокократной воздушно-механической пеной или распыленной водой. Для тушения турбогенераторов с водородным охлаждением предусмотрены стационарные углекислотные установки с дистанционным и дублирующим управлением и передвижные углекислотные установки. В качестве импульсов для системы пожаротушения используется продольная и поперечная защита турбогенераторов.
Для защиты от прямых ударов молнии служит молниеотвод, который устанавливается на дымовой трубе. Так как мазутохранилище и ГРП относятся к объектам с постоянной взрывоопасностью и находятся на некотором расстоянии от дымовой трубы, то они оборудованы отдельно стоящими молниеотводами. Металлические конструкции и корпуса всего оборудования и аппаратов, находящиеся в зданиях, присоединены к заземляющему устройству электроустановок или к железобетонному фундаменту здания.

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. Машинный зал разделяем 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 предусмотрим проемы для обслуживания краном вспомогательного оборудования.
Размещение турбоагрегата островное – вокруг и вдоль стен устроены галерки и проходы. Параллельные оси турбоагрегатов и машинного зала перпендикулярны. Предусмотрена монтажная площадка на уровне пола конденсационного этажа.
В котельном отделении котлы устанавливаются в бесподвальном помещении на собственном каркасе. Предусмотрим 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 размещены на открытом воздухе возле наружной стены котельной. Регенеративные подогреватели устанавливаются по бокам турбины. Сетевые подогреватили размещаются с учетом трассировки трубопроводов.
В деаэраторном отделении устанавливаются деаэраторы питательной воды. Здесь же располагается распределительное устройство собственных нужд.

13 ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С
ТРАССИРОВКОЙ ЛЭП И ТЕПЛОТРАСС

Генеральный план (генплан) электростанции представляет собой план размещения на основной производственной площадке электростанции ее ос-новных и вспомогательных сооружений. Генплан рассматриваемой ТЭЦ вклю-чает следующие производственные и подсобные здания, сооружения и устрой-ства: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе дымососами, ды-мовыми трубами; устройства водоснабжения и топливного хозяйства; химиче-скую очистку добавочной воды; масляное хозяйство; электрический щит управления, электрическое распределительное устройство 110 кВ открытого типа; лаборатории, мастерские; склады оборудования и материалов; служебные помещения и др.
Территория ТЭЦ разбита на четыре функциональные зоны:
 зону основных производственных зданий (главный корпус и тех-нологически связанные с ним открытые установки трансформаторов, ОРУ 110 кВ, сооружения циркуляционного водоснабжения, мазутное хозяйство);
 зону ХВО;
 зону складских и вспомогательных зданий;
 бытовую зону.
Административно-бытовой корпус соединен с главным корпусом про-ходной галереей, сооруженной на уровне основного оборудования.
ХВО, склад реагентов и другие вспомогательные помещения, а также пиковая водогрейная котельная расположены в отдельных зданиях на террито-рии.
Между зданиями, сооружениями и установками в генплане предусмот-рены необходимые противопожарные разрывы и проезды.
К помещениям машинного зала и котельной, к открытому распредели-тельному устройству и повышающим трансформаторам, к сливному устройству мазутного хозяйства, к складам масла, химических реагентов и других мате-риалов предусмотрен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог. Отдельные здания, сооружения и установки размещены в соответствии с техно-логическим процессом производства энергии на электростанции.
На территории ТЭЦ предусмотрена развитая сеть автомобильных дорог, обеспечивающая транспортную связь между зданиями и сооружениями, а через подъездную дорогу – с городом. К главному корпусу, мазутному хозяйству, складу химреагентов, материальным складам подведены постоянные транс-портные линии.
Территория электростанции благоустраивается и озеленяется. Дороги асфальтируются, на выезде из ТЭЦ (проходная) предусмотрена автостоянка и автобусная остановка.
Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды электростанции.

14 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЭЦ
14.1 Расчет технико-экономических показателей ТЭЦ

Вариант I:
Годовой расход тепла на производство электроэнергии:
(14.1)
Годовой расход топлива на производство электроэнергии:
(14.2)
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
(14.3)
Удельный расход топлива на производство электроэнергии:
(14.4)
Годовой расход топлива на производство тепловой энергии:
(14.5)
Удельный расход топлива на выработку теплоты:
(14.6)
КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:
. (14.7)
КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:
. (14.8)
Доля постоянных издержек, относимая на:
- электроэнергию:
(14.9)
- теплоту:
(14.10)
Себестоимость электроэнергии:
(14.11)
Себестоимость тепловой энергии:
(14.12)
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:
(14.13)
Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:
(14.14)
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:
(14.15)
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:
(14.16)
Показатель фондоотдачи:
(14.17)
Показатель фондовооружённости:
(14.18)

Вариант II:
Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

Годовой расход топлива на производство тепловой энергии:

Удельный расход топлива на выработку теплоты:

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

Доля постоянных издержек, относимая на:
- электроэнергию:

- теплоту:

Себестоимость электроэнергии:

Себестоимость тепловой энергии:

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

 


Показатель фондоотдачи:


Показатель фондовооружённости:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

14.2 Расчет NPV
Вариант I.
Стоимость основных фондов:
(14.19)
Ликвидная стоимость основных фондов:
(14.20)
Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=3,,18):
(14.21)
где
Прибыль после ввода в работу первой турбины (i=2):
(14.22)
Расчётный срок работы оборудования:

Капиталовложения по годам распределены следующим образом:
;
;
;
;
;
(14.23)
Рассчитаем NPV по формуле:
(14.24)
а) Принимаем процентную ставку r = 10%:

Выполняем на ЭВМ аналогичные расчеты, принимая r = 20 % и r = 30 %.

Вариант II.
Стоимость основных фондов:

Ликвидная стоимость основных фондов:

Прибыль после ввода в работу всего оборудования (i=4,,18):
(14.25)
Капиталовложения по годам распределены следующим образом:
;
;
;
;
;
(14.26)
Расчётный срок работы оборудования
Рассчитаем NPV по формуле:
(14.27)
а) Принимаем процентную ставку r = 10 %:

Выполняем на ЭВМ аналогичные расчеты, принимая r = 20 % и r = 30 %.

Рисунок 14.1 – Зависимость NPV от r


Рисунок 14.2 – Зависимость NPV от t при различных r для варианта I

Рисунок 14.3 – Зависимость NPV от t при различных r для варианта 2

Рисунок 14.4 – Зависимость NPV от t при r=10% для двух вариантов
Внутренняя норма дохода по первому варианту составляет 27 %, а по второму – 25 %, что говорит о экономичности первого варианта. Срок окупаемости для 1 варианта – 6,3 года, для 2 варианта – 9 лет при r = 10 %.
Сделанный вывод подтверждается также зависимостью NPV от периода окупаемости для различных ставок рефинансирования на рисунках 14.2, 14.3, 14.4.

 

14.3 Управление предприятием

В зависимости от сложности предприятия как системы, должно организовываться управление и устанавливаться его структура. Организационная структура системы управления представляет собой совокупность автономных подразделений и исполнителей, и наделена соответствующими правами и обязанностями.
Схема управления предприятием обуславливает распределения функций и взаимосвязей между подразделениями аппарата управления, а так же обуславливает качество и оперативность регулируемых воздействий на производство.
Существует 3 основные схемы управления производством:

линейно-централизованное или полностью линейное:

Рисунок 14.5 – Линейно-централизованное управление
Сущность линейно-централизованной схемы управления заключается в строгой объективно-иерархической подчиненности всех элементов системы от высшего звена до низшего. Распоряжение в такой системе должно поручаться от одного непосредственного начальника.
Положительной чертой этой схемы является довольно простая форма взаимоотношений.
Недостаток: она характеризуется известной невосприимчивостью, возникающей в реальной действительности и длительностью принятия решения . Начальники должны иметь универсальную подготовку.
Функциональная схема управления:

Рисунок 14.6 – Функциональная схема управления
Сущность функциональной схемы управления состоит в том, что на каждом ее уровне функции общие для нескольких подразделений реализуется одной службой. Характеризуется следующими положениями: выделение функции в своей совокупности охватывают все аспекты управления деятельностью предприятия, разделение работ между подразделениями направлено на ликвидацию дублирования.
Эта схема имеет ряд недостатков: принцип функциональных руководителей противоречит единству распорядительства. Исполнитель должен получать распоряжения не от одного, а от нескольких руководителей, приказы их могут быть противоречивы. Затрудняется координация деятельности подразделений.
Функциональная схема управления предусматривает подчиненность, главным образом, по параметру выполняемой работы, не технико-экономического признака.

 

 

 

 

Смешанная схема:

Рисунок 14.7 – Смешанная схема управления
Сущность смешанной схемы представляет собой комбинацию 1-ой и 2-ой схемы. Размежевание функций составляющих аппарат управления. Однако функциональный принцип тесно связан и согласуется с линейным принципом. Каждый руководитель должен получать только от одного вышестоящего руководителя. На практике предъявляется в единоначале руководства.
Недостатки: увеличение цикла согласования, несогласованность деятельности функциональных подразделений.
С точки зрения перспективности управления считаются программно-целевые системы управления, которые предназначены для решения комплексного управления системой, как единым целым.
Основу программно-целевой системы управления, призванной формировать и регулировать все горизонтальные связи, относящиеся к данной программе.
Преимущества: мобильность перемещения персонала при выполнении проекта, повышение эффективности использования специалистов, гибкость структуры.
Недостаток: двойное подчинение исполнителей.

 


Структура управления ТЭЦ (рисунок 14.8)
Директор ТЭЦ: общее руководство хозяйственной и производственно-технической деятельностью ТЭЦ.
Главный инженер: напрямую подчиняется директору и отвечает за производственно-техническую деятельность электростанции.
Заместитель директора по общим вопросам: подчиняется директору и отвечает за хозяйственную деятельность предприятия, организацию вопросов социального развития ТЭЦ, гражданскую оборону и мобилизационную работу.
Заместитель директора по строительству: подчиняется директору, курирует вопросы капитального строительства и реконструкции ТЭЦ.
Отдел кадров: подчиняется директору, занимается комплектованием, подготовкой кадров, мобилизационной работой.
Планово-экономический отдел: подчиняется директору, выполняет функции технико-экономического планирования, организации труда и заработной платы.
Бухгалтерия: подчиняется директору, выполняет функции бухгалтерского учета, отчетности и финансовой деятельности.
Отдел капитального строительства: подчиняется директору (заместителю директора по капстроительству), выполняет функции капитального строительства и комплектации оборудования.

ОТиЗ – отдел труда и з/п, ПЭО – планово-экономический отдел, ОМТС – отдел материально-технического сооружения, ТЦ и КЦ – турбинный и котельный цех.
Рисунок 14.8 – Структура ТЭЦ
Производственно-технический отдел: подчиняется главному инженеру, выполняет функции анализа и формирования технико-экономических показателей , рационализации, новой техники.
Отдел подготовки и проведения ремонтов: подчиняется главному инженеру, занимается конструкторскими разработками, подготовкой и проведением ремонта энергооборудования.
Отдел охраны труда и техники безопасности: подчиняется главному инженеру, выполняет функции охраны труда, условий труда, охраны окружающей среды, пожаро- и электробезопасности. промышленной санитарии.
Отдел материально-технического снабжения: подчиняется директору (заместителю директора), обеспечивает предприятие материалами, сырьем, оборудованием.
Административно-хозяйственный отдел: подчиняется заместителю директора, выполняет работы хозяйственного обслуживания ТЭЦ.
Автохозяйство: подчиняется заместителю директора, выполняет работы по транспортному обслуживанию ТЭЦ.

Методы управления персоналом
Методы управления персоналом – это способы и приемы воздействия на персонал для достижения целей организации.
1. По стадиям процесса управления можно выделить планирование, организацию, учет, анализ, мотивацию, контроль.
2. По характеру управленческого воздействия на персонал выделяются методы информирования, методы убеждения, методы принуждения (основанные на угрозе).
3. По способам воздействия на человека можно выделить организационно-распорядительные (административные), правовые, экономические, социально-психологические, педагогические.
Классификация представлена на рисунке 14.9.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

15 СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ.
Оптимизация процесса непрерывной продувки из котлоагрегата.

15.1 Общие сведения

Экономические показатели и надежность работы турбины в значительной мере определяются качеством поступающего в нее пара. Чистота пара зависит от водного режима парогенератора. Поэтому для бесперебойной и экономичной работы ТЭЦ большое значение имеет правильная организация водного режима парогенератора.
Основными задачами водного режима являются:
– поддержание чистоты пара на уровне, обеспечивающем отсутствие отложений в пароперегревателе и турбине;
– ограничение в допустимых пределах образования отложений в поверхностях нагрева пароводяного тракта;
– предотвращение коррозионных процессов в пароводяном тракте.
Одной из необходимых технологических операций, обеспечивающих ВХР барабанных котлов, является продувка. Для исключения возможности образования накипей необходимо, чтобы концентрация солей в воде была ниже критической, при которой начинается их выпадение из раствора. С целью поддержания требуемой концентрации солей из котла продувкой выводится некоторая часть воды и вместе с ней удаляются соли в таком количестве, в каком они поступают с питательной водой. В результате продувки количество солей, содержащееся в воде, стабилизируется на допустимом уровне, исключающем их выпадение из раствора.
В условиях эксплуатации различают два вида продувки котлов: периодическую и непрерывную.
Периодическая продувка предназначена для удаления шлама, оседающего в нижних коллекторах котла, поэтому продувочная вода содержит значительное количество грубодисперсных примесей. Режим этой продувки не регламентируется по величине. Каждая станция в зависимости от типа котла и режима его работы составляет конкретные инструкции по периодической продувке. Тепло продувочной воды в данном случае, как правило, не утилизируется. Нарушение режима данной продувки может привести к прикипанию шлама и нарушению гидродинамики подъёмных труб, что, в свою очередь, может вызвать их пережог.
Непрерывная продувка производится из солевых отсеков барабанного котла или из выносных циклонов. Она предназначена для поддержания необходимого качества котловой воды (для регулирования ее солесодержания). Величина непрерывной продувки строго нормируется ПТЭ, как правило, её величина может достигать 2 – 2,5 %. Расход продувочной воды зависит от рабочего давления в парогенераторе, применяемой схемы испарения и качества питательной воды. Непрерывная продувка оказывает существенное влияние на чистоту пара, надежность теплопередающих поверхностей экранных труб и проточной части турбин.
В то же время поддержание неоправданно низких концентраций и слишком частые продувки котла увеличивают расход топлива и затраты на химводоподготовку.
Для снижения тепловых потерь на ТЭС традиционно приме¬няются схемы утилизаци¬и теплоты продувочной воды непрерывной продувки путем пропуска этой воды через расширитель (рисунок 15.1).
Из предыдущего теплового расчета турбины Т-110/120-130:
- приняли 0,9 % на продувку;
- давление в РНП рр = 0,68 МПа;
- выход пара из РНП Gp = 0,5 кг/с = 1,8 т/ч;
- расход на продувку Gпр = 1,2 кг/с = 4,32 т/ч.
В традиционной схеме утилизации теплоты для котла Е-500-13,8 продувочная вода в количестве Gпр = 4,32 т/ч поступает в расширитель-сепаратор, куда сбрасывается так¬же вода из линии периодической продувки. В расширителе часть воды вскипает, и по¬лучающийся пар при давлении 0,68 МПа в количестве 1,8 т/ч направляется в деаэратор.
Давле¬ние пара на выходе из расширителя позволяет использовать этот пар на теплофикационные нужды станции. Оставшаяся продувочная вода с температурой порядка 160 °С может быть использована для подогрева сырой воды ВПУ.

Рисунок 15.1 - Традиционная схема утилизации продувки
Опыт эксплуатации показывает, что при данной схеме утилизации продувочной воды тепловой потенциал используется не полностью. В таблице 15.1 приведены данные термодинамического анализа эффективности работы рассматриваемой схемы утилизации теплоты продувочной воды, которые показывают, что в схеме теряется около 22,5 % тепловой энергии непрерывной продувки (1,61 ГДж/ч). Если учесть расход периодической продувки, то потери теплоты с продувкой превысят 37,5 % и составят 2,54 ГДж/ч. Разница между эксергетическим и тепловым потенциалом продувочной воды не превышает 0,056 ГДж/ч, что подтверждает возможность использования продувочной воды как высокотемпературного теплоносителя при оптимизации схемы продувки с целью максимального снижения потерь теплоты.
Таблица 15.1 – Термодинамические показатели схемы продувки котла
Параметр Продувочная вода I ступень
продувки II ступень
продувки
Расход, т/ч (пар/вода) 0/4,0 1,664/2,336 0,027/2,309
Давление, МПа 14 0,8 0,15
Температура, °С 335 170 110
Эксергетический потенциал (пар/вода), ГДж/ч 0/6,343 4,605/1,686 0,072/1,612
Тепловой потенциал
(пар/вода), ГДж/ч 0/6,288 4,604/1,684 0,072/1,612
Утилизируемая теплота, % - 73,2 4,3

Интересной альтернативой традиционной схеме утилизации продувочной воды является вариант схемы утилизации теплового ее потенциала за счет применения системы термической водоподготовки с испарительными установками мгновенно¬го вскипания (ИМВ) [18].
Возможности включения испарителей мгновен¬ного вскипания в тепловую схему ТЭС не ограничены. Это обусловлено тем, что для работы испарителя необходим пар для парового компрессора, который может быть взят из от¬бора турбины или коллектора собственных нужд. Однако давле¬ние пара в отборах турбины существенно зависит от нагрузки агрегата, поэтому при снижении нагрузки, возникает необходимость переключения испарите¬ля на линию собственных нужд и подачи пара через РОУ. Наиболее рациональным является подключение испарителей к отборам, по¬дающим пар на эжекторы конденсаторов турбин или деаэраторы подготовки питательной воды. Однако отбор пара на испарители вызывает недовыработку электроэнергии турбиной, что увели¬чивает стоимость производства дистиллята.
Требуемое для работы испарителя количество пара также может быть получено в схеме утилизации теп¬лоты продувочной воды (рисунок 15.2). В рассматриваемой схеме параметры пара, получаемого из расширителя продувки, не изменяются, что позволяет обеспечить более ста¬бильную и экономичную эксплуатацию как парового компрессора, так и всего испарителя в целом.
Технические характеристики испарителей мгновенного вскипания типа «Экотех» приведены в таблице 15.2 [19].
Таблица 15.2 – Технические характеристики испарителей мгновенного вскипания типа «Экотех»
Наименование
параметра Единица измерения Испаритель ИМВ-10-14 Испаритель ИМВ-20-16 Испаритель ИМВ-35-8
Производительность т/ч 10 20 35
Расход исходной воды т/ч 12 24 40
Расход пара т/ч 1,5 - 2 2 - 3 5 - 6
Величина продувки % 5 - 10 5 - 10 5 - 10
Количество корпусов шт. 2 2 1
Количество ступеней шт. 14 16 8
Габариты испарителя:
- длина
- ширина
- высота
мм
мм
мм
4660
3312
6780
5030
4230
6850
5400
2200
8100

Для энергоблока с турбиной Т-110/120-130 и котлом Е-500-13,8 выбираем испаритель мгновенного вскипания марки ИМВ-10-14, для работы которого необходим пар для парового компрессора в количестве 1,5 - 2 т/ч с дав¬лением 0,6 - 0,8 МПа (таблица 15.2).
В соответствии с предлагаемым решением пар из расширителя в количестве 1,8 т/ч направляется в струйный компрессор испарителя. Остав-шийся тепловой потенциал продувочной воды ис¬пользуется для подогрева пита-тельной воды испарителя в теплообменнике-смесителе. Подача насыщенного пара из расширителя про¬дувки в паровой компрессор ИМВ позволяет сни¬зить расход пара из отбора турбины и частично уменьшить недовыработку электроэнергии.
Недостатком схемы является повышенный рас¬ход продувочной воды из выносных циклонов и со¬ответственно небольшое увеличение расхода пита-тельной воды в котлоагрегат. В то же время снижа¬ется количество осветленной воды, пода¬ваемой в испаритель. С учетом утилизации всего теплового потенциала продувочной воды в испари¬теле, можно отметить, что повышение доли продув¬ки влияет положительно на водно-химический ре¬жим котлоагрегата Е-500-13,8 и практически не снижает его КПД, повышается качество котловой воды за счет снижения солесодержания. Следовательно, улучшается качество пара, поступающего в турбину, повышается надежность и экономичность работы как котла, так и турбины.

Рисунок 15.2 - Схема продувки котла Е-500-13,8 с подключенным
испарителем мгновенного вскипания.

15.2 Включение испарителя в тепловую схему регенерации паротурбинной установки

При разработке мероприятий по утилизации теплоты непрерывной продувки на базе ИМВ «Экотех» необходимо уделить большое внимание выбору схемы включения испарителя в тепловую схему ТЭЦ. Основным критерием в этом случае является минимизация тепловых потерь, т.е. практически все тепло, потребляемое установкой (за исключением потерь тепла с продувкой и паровоздушной смесью), должно возвращаться в цикл ТЭЦ, что обеспечит минимальную стоимость дистиллята, так как топливная составляющая является определяющей в себестоимости дистиллята.
В тепловую схему ТЭЦ, как правило, ИМВ включены по эквипотенциальной схеме, при которой исключены недовыработка электроэнергии и потребность в дополнительной выработке пара:
- пар, используемый в тепловой схеме ТЭЦ для подогрева исходной воды перед ХВО, подается в головной подогреватель ИМВ для нагрева циркуляционной воды;
- подогрев исходной воды до 40 °С перед ХВО производится в последних захолаживающих ступенях ИМВ.
На ТЭЦ с небольшим восполнением потерь конденсата испаритель может включаться без энергетических потерь параллельно сетевому подогревателю (рисунок 15.3).

Рисунок 15.3 – Включение испарителя ИМВ-10-14 в схему сетевой
установки турбины Т-110/120-130
15.3 Описание конструкции ИМВ-10-14

Испаритель ИМВ-10-14 выполнен многоступенчатым, каждая из ступеней оснащена расширителем, сепаратором и конденсатором (рисунок 15.4).

1 - камера расширения; 2 - камера конденсации; 3 - трубки конденсатора; 4 - переточные каналы; 5 – сепаратор; 6 - корпус.
Рисунок 15.4 – Ступень ИМВ-10-14
Ступени ИМВ компонуются в двух прямоугольных корпусах. Корпус состоит из двух блоков, габариты которых удовлетворяют требованиям правил железнодорожных перевозок (рисунок 15.5).

Рисунок 15.5 – Схема ИМВ-10-14
Циркуляционная вода (ЦВ), подогретая в головном подогревателе, поступает в коллектор и далее через патрубки на водораспределитель первой ступени. На водораспределителе ЦВ диспергируется на отдельные струи и поступает в свободный объем камеры расширения, где вскипает, так как имеет температуру, превышающую на 3 - 4 градуса температуру насыщения в данной ступени. Образовавшийся пар, пройдя сепарационные устройства данной ступени, конденсируется на трубках конденсатора. Конденсат образовавшегося пара собирается на днище камеры конденсации и далее через гидрозатворы поступает в камеры конденсации следующих ступеней. Из седьмой ступени дистиллят поступает в бак дистиллята, откуда дистиллят подается в пароводяной цикл ТЭС.
Неиспарившаяся ЦВ из камеры расширения первой ступени через сопла поступает во вторую ступень, где процесс протекает аналогичным образом. После камеры расширения седьмой ступени неиспарившаяся ЦВ поступает в бак циркуляционной воды и далее насосом подается в конденсатор пятой ступени. Затем последовательно ЦВ проходит конденсаторы остальных четырех ступеней, подогреваясь паром, генерируемым в каждой ступени и поступает далее в головной подогреватель. Подогрев ЦВ в конденсаторе каждой ступени осуществляется примерно на ту же температуру, на которую осуществляется расширение ЦВ. Охлаждение конденсаторов шестой и седьмой ступеней осуществляется циркуляционной водой второго корпуса, которая затем поступает в камеру расширения восьмой ступени второго корпуса.
Дистиллят, образующийся при конденсации пара на трубках конденсатора каждой ступени, самотеком сливается в конденсатор нижней ступени и далее транспортируется насосом в баковое хозяйство ТЭС или может быть подан непосредственно в пароводяной цикл. Протекание процесса работы обоих блоков ИМВ идентично, но охлаждение конденсаторов тринадцатой и четырнадцатой ступеней производится исходной водой.
Сепарационные устройства, расположенные в камере расширения, представляют собой вертикальные жалюзи. Капельки воды, ударяясь о жалюзи, теряют свою кинетическую энергию и удаляются из сепарационного устройства через специальные трубки. В камере расширения установлены специально рассчитанные сопла, в камере конденсации – гидрозатворы.
Двухкорпусная компоновка ИМВ увеличивает металлоемкость и, соответственно, капитальные затраты, однако повышает тепловую экономичность аппарата и, соответственно, снижает эксплуатационные затраты.
Так как процесс вскипания циркуляционной воды происходит не на поверхности нагрева, а в свободном объёме камеры расширения и процесс упаривания исходной воды многоступенчатый, это позволяет снизить опасность зарастания внутренних объемов аппарата накипью. Кроме того, имеется возможность заменить химические методы умягчения исходной воды коррекционными, основанными на ее ингибировании, что существенно снижает эксплуатационные затраты и экологические проблемы при получении обессоленной воды.

15.4 Технико-экономическое обоснование предлагаемого проекта

Для обеспечения безаварийной работы теплоэнергетического оборудования необходимо строго соблюдать установленные нормы качества питательной и котловой воды, перегретого пара.
Нормы качества питательной воды для котлов барабанного типа давлением более 10 МПа приведены в таблице 15.3.
Опыт эксплуатации ИМВ показывает, что качество получаемого дистиллята характеризуется следующими показателями:
– общая жесткость - 1 мкг-экв/кг;
– содержание натрия - до 15 мкг/кг;
– содержание кремния - до 20 мкг/кг;
– содержание железа - до 20 мкг/кг;
– содержание кислорода - до 20 мкг/кг.
Данный факт позволяет значительно упростить выбранную схему ВПУ, исключив из нее Н-катионитные и анионитные фильтры (рисунок 15.6).
Таблица 15.3 – Нормы качества питательной воды
Нормируемый показатель Значение
(давление более10 МПа)
Общая жесткость, мкг-экв/кг 1
Содержание кремния, мкг/кг 40
Содержание кислорода за деаэратором, мкг/кг 10
Соединения железа, мкг/кг 30
Соединения меди, мкг/кг 5
Содержание масел и нефтепродуктов, мкг/кг 0,3
Содержание гидразина, мкг/кг 20
рН (при 25 оС) 9,1±0,1
Свободная углекислота Отсутствует
Аммиак, мкг/кг 1000
Нитраты и нитриты, мкг/кг 20


Рисунок 15.6 – Модернизированная схема ВПУ
Производительность ВПУ проектируемой ТЭЦ по обессоливающей части (для подпитки основного цикла) составляет (из расчета ВПУ). Производительность ВПУ для подпитки теплосети с учетом расхода воды на собственные нужды составляет (из расчета ВПУ).
При включении ИМВ в тепловую схему ТЭЦ изменится производительность осветлительных фильтров:

Следовательно, изменится производительность брутто с учетом расхода воды на промывку осветлительных фильтров:

Расход коагулянта FeSO4 7H2O в сутки составит:

Расход технического коагулянта в сутки составит:

Расход флокулянта (ПАА) в сутки составит:

Расход извести Сa(OH)2 в сутки составит:

Сведем полученные данные в таблицы 15.4 - 15.7.

 

Таблица 15.4 – Суточный расход технического реагента
Реагент Суточный расход технического реагента, кг/сут
Традиционная схема ВПУ Модернизированная схема ВПУ
Н1 Н2 А2 Na Na
1 2 3 4 5 6
H2SO4 594,7 76,6 - - -
Окончание таблицы 15.4
1 2 3 4 5 6
NaOH - - 1143 - -
NaCl - - - 1063,4 1063,4

Таблица 15.5 – Общий суточный расход реагентов на регенерацию фильтров
Схема ВПУ Общий суточный расход реагента на регенерацию фильтров, кг/сут
H2SO4 NaOH NaCl Са(OH)2 Коагулянт Флокулянт
Традиционная 671,3 1143 1063,4 1378 184 6,12
Модернизированная - - 1063,4 1340 179 5,9

Таблица 15.6 – Расход фильтрующих материалов на фильтр
Наименование фильтрующего материала Расход фильтрующего материала на фильтр, м3
Традиционная схема ВПУ Модернизированная схема ВПУ
H1 H2 A2 Na ОФ Na ОФ
Катионит 10,62 7,98 − 23,55 − 23,55 −
Анионит
высокоосновный − − 14,13 − − − −
Дробленый
антрацит − − − − 32,67 − 32,67

Таблица 15.7 – Расход воды на собственные нужды фильтров
Схема ВПУ Расход воды на собственные нужды фильтра, м3/ч
Н1 Н2 А2 Na ОФ
Традиционная 3,25 0,78 2,9 2,95 21,44
Модернизированная - - - 2,95 21,44

Анализ результатов расчета показывает, что исключение из схемы ВПУ Н-катионитных и анионитных фильтров позволяет:
– на 63 % сократить расход химреагентов на регенерацию фильров;
– на 36 % уменьшить расход фильтрующих материалов;
– на 70 % снизить расход воды на собственные нужды ВПУ по ионообменной части.
При эксплуатации водоподготовительных установок химического обессоливания образуются сточные воды. Расход реагентов для нейтрализации сточных вод определяется значением их избыточной кислотности и щелочности, что, в свою очередь, зависит от схемы ВПУ, удельных расходов реагентов для регенерации ионитов и качества исходной воды.
Произведем расчет загрязнений сточных вод традиционной ВПУ.

15.5 Расчет загрязнений сточных вод традиционной ВПУ

15.5.1 Стоки от регенерации Н-катионитных фильтров
От Н-катионитных фильтров на сброс поступают все ионы Са2+ и Mg2+, содержащиеся в исходной воде, в виде CaSO4 и MgSO4, а также частично Na+ в виде Na2SO4.
Количество воды, сбрасываемое от группы катионитных фильтров Н1 в сутки, определяется по формуле:
QсутН1 = 24 ∙ qснН1,
где qснН1 – расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров, м3/ч (принимается из расчета ВПУ).
QсутН1 = 24 ∙ 3,25 = 78 м3/сут.
Количество CaSO4 и MgSO4 в сутки определяется по формулам:
CaSO4 = 68,07 ∙ ЖСа ∙ QН1 ∙24 / 1000;
MgSO4 = 60,18 ∙ ЖMg ∙ QН1 ∙ 24 / 1000,
где ЖСа, ЖMg – кальциевая и магниевая жесткость исходной воды, г-экв/м3;
QН1 – производительность группы катионитных фильтров Н1, м3/ч (из расчета ВПУ).
CaSO4 = 68,07 ∙ 0,67 ∙ 67,28 ∙24 / 1000 = 73,64 кг/сут;
MgSO4 = 60,18 ∙ 0,33 ∙ 67,28 ∙ 24 / 1000 = 32,07 кг/сут.
Сброс Na2SO4 в сутки определяется по формуле:
Na2SO4 = 74,02 ∙ (ΣK – Ж0) ∙ QВПУ ∙ 24 / 1000,
где ΣK – сумма катионов в исходной воде, г-экв/м3;
Ж0 – общая жесткость исходной воды, г-экв/м3;
QВПУ – производительность ВПУ, м3/ч.
Na2SO4 = 74,02 ∙ 0,45 ∙ 63,6 ∙ 24 / 1000 = 50,84 кг/сут.
Сброс избытка Н2SO4 от одной регенерации Н-катионитного фильтра:
[Н2SO4] = (bH1 – 49,04) ∙ f ∙ h∙ epH1 / 1000,
где bH1 – удельный расход кислоты на регенерацию одного фильтра, г/г-экв;
49,04 – теоретический удельный расход кислоты, г/г-экв;
epH1 – рабочая емкость катионита, г-экв/м3.
[Н2SO4] = (95 - 49,04) ∙ 1,77 ∙ 2,0 ∙ 600 / 1000 = 97,62 кг.
Сброс Н2SO4 в сутки:
Н2SO4 = [Н2SO4] ∙ m ∙ n = 97,62 ∙ 3 ∙ 0,7 = 205 кг/сут.
Сброс измельченного катионита за год рассчитывается по формуле:
Ик = γк ∙ f ∙ h ∙ m ∙ b / 100,
где γк – насыпная масса катионита, т/м3;
b – механический годовой износ катионита, %.
Ик = 0,8 ∙ 1,77 ∙ 2,0 ∙ 3 ∙ 15 / 100 = 1,27 т.
Стоки от регенерации группы катионитных фильтров Н2 рассчитывается аналогично.

15.5.2 Стоки от регенерации анионитных фильтров
При регенерации анионитных фильтров со сточными водами сбрасываются продукты регенерации Na2SO4, NaCl и избыток NaОН.
Количество воды, сбрасываемое от группы анионитных фильтров А2 в сутки, определяется по формуле:
QсутА2 = 24 ∙ qснА2 = 24 ∙ 2,9 = 69,6 м3/сут.
Сброс сульфатов натрия в сутки:
Na2SO4 = 71,02 ∙ [Na2SO4] ∙ QOH ∙ 24 / 1000,
где [Na2SO4] – концентрация анионов SO42-, удаляемых при обессоливании в пересчете на Na2SO4, г-экв/м3;
QOH – производительность анионитных фильтров, м3/ч.
Na2SO4 = 71,02 ∙ 0,39 ∙ 63,6 ∙ 24 / 1000 = 42,28 кг/сут.
Сброс хлоридов натрия в сутки:
NaCl = 58,44 ∙ [NaCl] ∙ QOH ∙ 24 / 1000,
где [NaCl] - концентрация анионов Cl-, удаляемых при обессоливании в пересчете на NaCl, г-экв/м3.
NaCl = 58,44 ∙ 0,37 ∙ 63,6 ∙ 24 / 1000 = 33 кг/сут.
Избыток NaОН, сбрасываемый за одну регенерацию:
[NaОН] = (bNaOH - 40) ∙ f ∙ h∙ epOH / 1000,
где bNaOH – удельный расход NaОН, г/г-экв;
40 – теоретический удельный расход NaОН, г/г-экв;
epH1 – рабочая обменная емкость анионита, г-экв/м3.
[NaОН] = (200 - 40) ∙ 3,14 ∙ 1,5 ∙ 420 / 1000 = 316,5 кг.
Сброс избытка NaОН со сточными водами в сутки:
NaОН = [NaОН] ∙ m ∙ n / 1000 = 316,5 ∙ 3 ∙ 0,34 / 1000 = 0,32 т/сут.
Сброс измельченного анионита за год:
Иа = γа ∙ f ∙ h ∙ m ∙ b / 100 = 0,68 ∙ 3,14 ∙ 1,5 ∙ 3 ∙ 8 / 100 = 0,77 т.

15.5.3 Стоки от регенерации Na-катионитных фильтров
При регенерации Na-катионитных фильтров, кроме солей, содержащихся в исходной воде, сбрасываются продукты регенерации фильтров – CaCl2 и MgCl2, а также избыток NaCl.
Количество воды, сбрасываемое от группы Na-катионитных фильтров в сутки, определяется по формуле:
QсутNa = 24 ∙ qснNa = 24 ∙ 2,95 = 70,8 м3/сут.
Количество продуктов регенерации CaCl2 и MgCl2, сбрасываемое в течение суток:
CaCl2 = 55,5 ∙ ЖCa ∙ f ∙ h∙ epNa ∙ m ∙ n / 1000 =
= 55,5 ∙ 0,67 ∙ 3,14 ∙ 2,5 ∙ 600 ∙ 3 ∙ 0,39 / 1000 = 204,9 кг/сут;
MgCl2 = 47,6 ∙ ЖMg ∙ f ∙ h∙ epNa ∙ m ∙ n / 1000 =
= 47,6 ∙ 0,33 ∙ 3,14 ∙ 2,5 ∙ 600 ∙ 3 ∙ 0,39 / 1000 / 1000 = 86,6 кг/сут.
Избыток соли, сбрасываемой в дренаж от одной регенерации фильтра:
NaCl = (bс – 58,44) ∙ f ∙ h∙ epNa / 1000 =
= (150 – 58,44) ∙ 3,14 ∙ 2,5∙ 600 / 1000 = 431,2 кг.
Количество поваренной соли, сбрасываемое в течение суток:
NaClсут = NaCl ∙ m ∙ n / 1000 = 431,2 ∙ 3 ∙ 0,39 / 1000 = 0,5 т/сут.
Сброс измельченного катионита за год:
Ик = γк ∙ f ∙ h ∙ m ∙ b / 100 = 0,8 ∙ 3,14 ∙ 2,5 ∙ 3 ∙ 15 / 100 = 2,83 т.
Результаты расчета сведем в таблицу 15.8.
Согласно исследованиям МЭИ для обеспечения «безнакипной» работы ИМВ «Экотех» при работе на поверхностных водах достаточно механической фильтрации исходной воды с последующей обработкой антинакипинами (на основе фосфонатов, ПАФ-13, ИОМС, НТФ и т.п.) и подкислением (до рН ≈ 8,4). Расход реагентов минимальный. Номенклатура реагентов ограничена одним - тремя наименованиями. Реагенты расходуются на стадии предочистки. В некоторых случаях может потребоваться обработка циркуляционной или питательной воды антинакипином (комплексонная обработка).
Согласно результатам эксплуатации ИМВ при одноступенчатом натрий-катионировании исходной воды эксплуатационные затраты на получение обессоленной воды на ИМВ благодаря высокой тепловой экономичности более, чем в два раза ниже стоимости обессоленной воды, получаемой с применением химических и мембранных технологий, что обусловлено существенным сокращением затрат на смолы и химические реагенты, а также отсутствием эксплуатационных затрат на приобретение импортных комплектующих.

Таблица 15.8 - Сводная таблица расчета стоков от регенерации фильтров
Наименование
показателя Схема ВПУ
Традиционная Модернизированная
Н1 Н2 А2 Na Na
Количество воды, сбрасываемое от фильтра в сутки, м3/сут 78 18,72 69,6 70,8 70,8
Количество продуктов регенерации, сбрасываемое за одну регенерацию, кг/сут:
- CaSO4
- MgSO4
- Na2SO4
- NaCl
- CaCl2
- MgCl2

 


73,64
32,07
50,84
-
-
-

 


72,79
31,69
50,84
-
-
-

 


-
-
42,28
33
-
-

 


-
-
-
-
204,9
86,6

 


-
-
-
-
204,9
86,6
Сброс химреагента от регенерации фильтра в сутки, т/сут:
- Н2SO4
- NaOH
- NaCl

 

0,205
-
-

 

0,029
-
-

 

-
0,32
-

 

-
-
0,5

 

-
-
0,5
Сброс измельченного анионита, т/год 1,27 0,96 - 2,83 2,83
Сброс измельченного катионита, т/год - - 0,77 - -

В отличие от методов водоподготовки с применением ионного обмена и обратного осмоса присутствие в исходной воде органических соединений не влияет на работу ИМВ и качество получаемого дистиллята.
В зависимости от качества исходной воды продувка ИМВ составляет 5 - 10 % от производительности установки. Выход дистиллята установки ИМВ составляет от 95 до 80 % от исходной воды (с учетом предочистки). Качественные показатели продувочной воды не требуют проведения нейтрализации стоков. По своему качественному составу продувочная вода может быть использована для подпитки теплосети.
ИМВ оснащен эффективной системой сепарации пара, обеспечивающей минимальный проскок солесодержащей капельной влаги, что позволяет снизить в 40 - 60 тысяч раз содержание компонентов соли в дистилляте по сравнению с солесодержанием исходной воды.
Благодаря полной автоматизации эксплуатация ИМВ не требует привлечения дополнительного обслуживающего персонала. Для управления установкой не требуется дополнительный персонал, а достаточно расширения зоны обслуживания штатного эксплуатационного персонала. ИМВ отличаются простотой в обслуживании, имеют большой межремонтный период: по данным эксплуатирующих организаций - не менее 10 лет.
Испарители обладают высокой ремонтопригодностью. Для восстановления их работоспособности не требуются импортные материалы и комплектующие. Ремонт ИМВ любой сложности выполняется силами ремонтного подразделения ТЭС или монтажной организации. Благодаря блочной конструкции имеется возможность наращивания мощности термообессоливающего комплекса на любом этапе строительства.
Преимущества ИМВ:
- использование вторичных энергоресурсов - низкопотенциальный пар давлением от 0,12 МПа;
- включение оборудования в тепловую схему без потерь тепловой экономичности;
- сокращение численности персонала – 100 % автоматизация;
- уменьшение потребления химреагентов (на 63 %);
- уменьшение сброса засоленных стоков в водные источники - почти в 3 раза;
- низкая себестоимость получаемого дистиллята.
Использование на ТЭС различного типа испари¬телей является сегодня одним из наиболее активно развивающихся направлений водоподготовки в энергетике. ИМВ относятся к наиболее перспек¬тивным видам оборудования для обеспечения паро¬генераторов питательной водой высокого каче¬ства. Опыт их экс¬плуатации показывает, что они обладают высокой надежностью, экономичностью и полностью автома¬тизированы.
В настоящее время ужесточаются требования к экологическим показателям водоподготовки. Поэтому предложение по применению ИМВ и для котлов в полной мере соответствует всем этим требованиям.
Технико-экономические расчеты показывают, что затраты на производство дистиллята по рас¬сматриваемой схеме в 3,5 раза ниже, чем стоимость обессоленной воды, получаемой в химцехе после обработки ее на фильтрах ионного обмена. Поэтому, несмотря на значительные капи-таловложения, необходимые на закупку, монтаж и наладку ИМВ, срок окупаемости испарительных ус¬тановок не превышает 3 - 4 лет.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Васильев А.А., Крючков И.П., Наяшкова Е.Ф. Электрическая часть станций и подстанций. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 608 с.: ил.
2. Качан А.Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. – Мн.: Выш. Школа, 1983 – 159 с.: ил.
3. Леонков А.М., Качан А.Д. Дипломное проектирование. Тепловые и атомные электрические станции. – Мн.: Вышэйшая школа, 1991. – 232 с.: ил.
4. Нагорнов В.Н. Методическое пособие по экономической части дипломного проектирования для студентов специальности «Тепловые электрические станции». – Мн.: БГПА, 1992. – 27 с.
5. Плетнёв Г.П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов. – М.: Энергоиздат, –1981. – 368 с.: ил.
6. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. – М.: Энергия, 1983. – 285с.
7. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. – М.: Энергоиздат, 1980. – 424 с.: ил.
8. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1976 – 448 с.: ил., табл.
9. СНиП II-58-75 Электростанции тепловые. М., 1976. – 86 с..
10. Стриха И.И., Карницкий Н.Б. Экологические аспекты энергетики: Атмосферный воздух: Учебное пособие. – Мн.: УП «Технопринт», 2001. – 375 с.
11. Тепловой расчет котельных агрегатов: Нормативный метод / Под редакцией Н.В. Кузнецова и др. – М.: Энергия, 1973. – 296 с.: ил.
12. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под редакцией В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоиздат, 1982. – 624 с.: ил.
13. Чиж В.А., Карницкий Н.Б. Водоподготовка и вводно-химические режимы теплоэлектростанций: Учебно-методическое пособие для студентов дневной и заочной форм обучения. – Мн.: БНТУ, 2004. – 100 с.: табл.
14. Электрическая часть станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования / Под редакцией Б.Н. Неклипаева, И.П. Крючкова. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.: ил.
15. Электрическая часть станций и подстанций: Учебник для вузов/А.А. Васильев, И.П. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и др.; Под ред. А.А. Васильева. – М.: Энергия, 1980. – 608 с.: ил.




Комментарий:

Дипломная работа полная!


Рекомендовать другу
50/50         Партнёрка
Отзывы