Проект мини-ТЭЦ в г. Речица с использованием в качестве топлива лигнина

Г. Участок выход из золоуловителя - вход в дымосос

Коэфф. сопротивления двух колен 90° с закругленными кромками на выходе из золоуловителя

??пов

-

2·?90

2·0,3=0,6

Скорость в повороте 2

?

м/сек

Сечение собирающего газопровода симметричного тройника

FС

м2

0,785·dС2

0,785·1,952=2,98

Скорость в собирающем газопроводе

?С

м/сек

Отношение

?/ ?С

-

-

13,2/17,7=0,75

Отношение

Fвых/ FС

-

-

Коэфф. сопротивления собирающего симметричного тройника

?0

-

([9], График 20)

0,30

Сопротивление участка до общего газопровода

?hуч

Па

(??пов+ ?0)·hд

(0,6+0,30)·8,1·9,81=71,613

Коэфф. сопротивления сварного колена

?45

-

?90·45/90

0,4·45/90=0,2

Коэфф. сопротивления трения

?

-

РТ-2

0,02

Длина газопровода

l

м

По чертежу

33

Сечение сборного канала тройника

FС

м2

-

1,95·1,95=3,80

Сечение ответвления симметричного раздающего тройника

F0

м2

F0? FС/2

1,95·0,99=1,93

Отношение скоростей

?0/ ?С

-

FС/2·F0

3,80/(2·1,93)=0,98

Коэфф. сопротивления тройника

?0

-

([9], График 18)

0,1

Коэфф. неучтенных сопротивлений

?н

-

([9], п. 2-43, стр. 23)

3·0,05=0,15

Сопротивление участка до входа в дымосос

?hуч

Па

110,85

2 Газопроводы за золоуловителем рассчитываются по температуре и объему газов перед дымососом. Объем и температура газов перед дымососом определены с учетом присосов в электрофильтре и газопроводе.

Д. Сопротивление тракта от дымососа до дымовой трубы Диффузор (l=4м)

Сечения

F1

м2

a1·b1

1,2·1,4=1,68

F2

-

a2b2

2,5·1,5=3,75

Отношение

l/ a1

4/1,2=3,33

Коэффициент сопротивления

?

-

([9], График 11)

0,15

Скорость газов в сечении F1

W1

м/сек

Vсек/F1

49/1,68=29,2

Сопротивление диффузора

?h1

Па

?·Hg

0,15·39,4·9,81=57,9

Плавный поворот на 45°

Сечение

F

м2

a·b

1,5·2,5=3,75

Скорость газов

W

м/сек

Vсек/F

49/3,75=13,1

Коэффициент сопротивления

?

-

0,3?/90

0,3·45/90=0,15

Динамический напор

Hg

Па

([9], График 4)

8,0·9,81=78,48

Сопротивление поворота

?h2

-

?·Hg

0,15·8,0·9,81=11,77

Плавный поворот на 90°

Сечение

F

м2

a·b

1,5·2,5=3,75

Скорость газов

W

м/сек

Vсек/F

49/3,75=13,1

Коэффициент сопротивления

?

-

0,3?/90

0,3

Динамический напор

Hg

Па

([9], График 4)

8,0·9,81=78,48

Сопротивление поворота

?h2

-

?·Hg

0,3·8,0·9,81=23,54

Собирающий тройник на 45°

Сечения

Прохода

Fn

м2

a1·b1

1,5·2,5=3,75

Бок. отв.

Fб

-

a2b2

2,3·5,0=11,5

Скорость газов

W

м/сек

Vсек/F

49/3,75=13,1

Коэффициент сопротивления

?

-

([9], График 19)

0,6

Сопротивление собирающего тройника

?h3

Па

?·Hg

0,6·8,0·9,81=47,09

Общее сопротивление тракта от дымососа до трубы

?hr

Па

??h1-3??

13,6·9,81=133,42

Е. Дымовая труба

Высота трубы (расч)

Нросч

м

Задано

120

Диаметр трубы

dуст

-

-

3,6

Вход в трубу

Сечение

F

м2

a·b

2,3·5,0=11,5

Скорость газов

W

м/сек

2Vсек/F

2·49/11,5=8,5

Коэффициент сопротивления

?

-

-

1,0

Сопротивление входа

?h1

Па

?·Hg

1·3,4·9,81=33,35

Высота дым. трубы

H

м

Hпол- ?h

120-7,8=112,2

Сопротивление трения и выхода из трубы

Диаметр устья

d

м

-

3,6

Уклон трубы

i

-

(d-dн)/2Н

(14-3,6)/112,2=0,0281

Секундный объем газов

Vгсек

м/сек

3 Vсек

3·49=147,0

Скорость газов

W

м/сек

Vсек/F

147/0,785·32=20,8

Динамический напор

Hg

Па

([9], График 4)

20,1·9,81=197,18

Сопротивление трения и выхода из дымовой трубы

?h2

Па

Самотяга

Самотяга 1м высоты

?hс

Па/м

([9], График 22)

0,34·9,81=3,335

Самотяга трубы

?hсg

Па

?hсH

0,34·59,4·9,81=198,16

Высота трубы

Н

м

-

59,4

Общее сопротивление трубы без учета самотяги

?hЕ

Па

(?h1+ ?h2)??

29,8·9,81=292,34

Общее сопротивление газового тракта котельной установки

?hк

Па

?hА+?hс-?hr+ ?hB+?hr+ ?hД+?hЕ-?hс9- ?hс+?hr

285,5·9,81=2800,8

Выбор дымососа

Расчетная производительность дымососа с запасом 5%

Qрасч

м3/час

1,05Vсек 3600

1,05·49·3600=185·103

Расчетное сопротивление с запасом 10%

Нрасч

Па

1,1· ?hк

1,1·285,5·9,81=3080,34

Поправочный коэффициент

к?

-

Приведенный напор

Нпррасч

Па

к?Нрасч

0,864·314·9,81=2658,5

Тип дымососа

-

-

([9], График 28)

Д 15?х2

Число оборотов

n

об/мин

730

Расчетный режим

Производительность

Qр

м3/час

-

184·103

Напор

Нр

Па

-

314·9,81=3080,34

КПД

?

%

-

63

Мощность на валу

Nв

кВт

Qр Нр /3760 ?

Мощность электродвигателя

Nм

-

1,1 Nв

1,1·153,7=169

Таблица 3.3 Расчет дутья

А. Всасывающий тракт вентилятора
Наименование	Обозн	Разм.	Формула	Величина
1	2	3	4	5
Секундный объем воздуха, всасываемого вентилятором	Vсек	м3/сек
Температура холодного воздуха	tвх	°С		30
Сопротивление входа в окно с сеткой
Сечение	F	м2	a·b	1·2,3=2,3
Скорость входа	W	м/сек	Vсек/F	25,2/12,3=10,9
Коэффициент сопротивления	?	-	Принята	1,0
Динамический напор	Hg	Па	([9], График 4)	7,1·9,81=69,65
Сопротивление входа	?h1	-	?·Hg	1,0·7,1·9,81=69,65
Поворот на 90° с закругленной внутренней кромкой
Коэффициент сопротивления	?	-	к??aВС	0,57·1·0,85=0,485
Динамический напор	Hg	Па	([9], График 4)	7,1·9,81=69,65
Сопротивление поворота	?h1	-	?·Hg	0,485·7,1·9,81=33,35
Резкий поворот на 10°
Коэффициент сопротивления	?	-	к??aВС	1,4·0,05=0,07
Сопротивление поворота	?h1	Па	?·Hg	0,07·7,1·9,81=4,905
Карман Рихтера
Сечение	F	м2	a·b	0,91·2,5=2,28
Коэффициент сопротивления	?	-	-	0,2
Сопротивление кармана	?h4	Па	?·Hg	0,2·7,1·9,81=13,73
Сопротивление трения
Длина участка	l	м	По черт.	14,5
Скорость воздуха	W	м/сек		10,9
Коэффициент сопротивления	?		«нормы»	0,02
Сопротивление трения	?h5	Па	l·Hg/?dэк	0,02·(14,5/1,39) ·7,1·9,81=14,715
Общее сопротивление всасывающего тракта	?hА	-	??h1-5	13,9·9,81=136,36
Б. Сопротивление тракта от вентилятора до воздухоподогревателя
Диффузор за вентилятором (l=2,2м)
Сечения	F1	м2	a1·b1	1,2·0,7=0,84
	F2	-	a2b2	1,6·1,1=1,76
Скорость воздуха в сечении F1	W1	м/сек	Vсек/F1	25,2/0,84=30
Отношение сечений	-	-	F2 / F1	1,76/0,84=2,1
Коэффициент сопротивления	?	-	([9], График 11)	0,27
Сопротивление диффузора	?h1	Па	?·Hg	0,27·53,4·9,81=141,26
Резкий поворот на 90° с изменением сечения
Сечения	F1	м2	a1·b1	1,6·1,1=1,76
	F2	-	a2b2	1,01·6,1=6,77
Скорость воздуха в сечении F1	W1	м/сек	Vсек/F1	25,2/1,76=14,3
Динамический напор	Hg	Па	([9], График 4)	12,2·9,81=119,68
Коэффициент сопротивления	?	-	([9], График 11)	1,05·1·1=1,05
Сопротивление поворота	?h2	Па	?·Hg	1,05·12,2·9,81=125,57
Общее сопротивление тракта вентилятор - воздухоподогреватель	?hБ	Па	??h1-2	27,2·9,81=266,83
В. Сопротивление воздухоподогревателя.
Поправочные коэффициенты при шахматном расположении	CsCd	-	([9], График 6)	1,02·0,94=0,96
Сопротивление одного ряда	?hгр	Па	,,	0,55·9,81=5,4
Сопротивление II ст. воздухоподогревателя (к=1,05)	?h1	-	CsCd?hгр(n+1)к	0,96·0,56· (48+1)·1,05·9,81=256,85
Общее сопротивление воздухоподогревателя	?hВ	Па	?h1	256,85
Г. Сопротивление тракта горячего воздуха
Температура горячего воздуха	tгв	°С	-	220
Секундный объем горячего воздуха	Vсек	м3/сек
Резкий поворот на 90° с изменением сечения
Сечения	F1	м2	a1·b1	2,47·3,068=7,6
	F2	-	a2b2	2,47·1=2,47
Скорость воздуха	W2	м/сек	Vсек/2F1	50,2/2·2,47=10,2
Коэффициент сопротивления	?	-	([9], График 15)	0,56
Динамический напор	Hg	Па	([9], График 4)	2,8·9,81=27,47
Сопротивление поворота	?h	-	?·Hg	0,56·2,8·9,81=15,38
Плавный поворот на 90°
Сечение в повороте	F	м2	a1·b1	2,47·1=2,47
Скорость воздуха	W	м/сек	Vсек/2F1	50,2/2·2,47=10,2
Коэффициент сопротивления	?	-	([9], График 15)	0,3
Сопротивление поворота	?h2	Па	?·Hg	0,3·2,8·9,81=7,848
Секундный расход первичного воздуха	Vперв	м3/сек	Из расч. пылеприготовл	14,8(273+381)/273=35,8
Секундный расход вторичного воздуха	Vвт	-	Vсек - Vперв	60,2-36,8=14,4
Сопротивление шиберов
Сечения	F1	м2	?D2/4	0,785·0,6242=0,305
	F2	-	a2b2	0,3·0,6=0,18
Скорость воздуха	W1	м/сек	Vсек/2F1	14,4/2·0,505=23,6
	W2	-	Vсек/4F2	14,4/4·0,18=20
Коэффициент сопротивления	?	-	([9], График 15)	0,1
Сопротивление поворота	?h3	Па	?·Hg	0,1·(15,2+11) ·9,81=25,5
Плавный поворот на 90°
Сечение	F1	м2	?D2/4	0,785·0,6242=0,305
Скорость воздуха	W	м/сек	Vсек/F	23,6
Коэффициент сопротивления	?	-	([9], График 15)	0,3
Сопротив. поворота	?h2	Па	?·Hg	0,3·15,2·9,81=45,13
Сопротивление трения на 1-ом участке
Сечение	F	м2	?D2/4	0,785·0,6242=0,305
Длина уч-ка	l	м	По чертежу	17
Эквивалентный диаметр	dэ	м	-	0,624
Сопротивление трения 1-го участка	?h5	Па	?lHg/ dэ	0,02·17·15,2·9,81/0,624=81,4
Сопротивление трения на 2-ом участке
Сечение	F	м2	4ab	4·0,6·0,3=0,72
Длина уч-ка	l	м	По чертежу	5
Эквивалентный диаметр	dэ	м	2ab/(a+b)	2·0,6·0,3/(0,6+0,3)=0,4
Сопротивление трения 1-го участка	?h6	Па	?lHg/ dэ	0,02·5·11·9,81/0, 4=27,47
Раздающий короб
Сечения	Fn= Fk	м2	?D2/4	2·0,185·0,6242=0,61
	Fотв	-	a2b2	4·0,6·0,3=0.72
Скорость воздуха	W	м/сек	Vсек/F	23,6
Коэффициент сопротивления	?	-
Динамический напор	Hg	Па	([9], График 4)	15,2·9,81=149,11
Сопротивление поворота	?h6	-	?·Hg	1,24·15,2·9,81=184,428
Сопротивление сопел	?h7	Па	Из расч. пылеприготовл	56,4·9,81=553,28
Плавный поворот на 90°
Сечение	F	м2	4ab	4·0,6·0,3=0,72
Скорость воздуха	W	м/сек	Vсек/F	20
Коэффициент сопротивления	?	-	0,3?/90	0,3
Динамический напор	Hg	Па	([9], График 4)	11·9,81=107,91
Сопротивление поворота	?h8	-	?·Hg	0,3·11·9,81=32,37
Плавный поворот на 90°
Сечение	F	м2	4ab	1,3·0,0685·4=0,356
Скорость воздуха	W	м/сек	Vсек/F	40,3
Коэффициент сопротивления	?	-	к? ?ВС	0,4
Динамический напор	Hg	Па	([9], График 4)	45·9,81=441,45
Сопрот. поворота	?h9	-	?·Hg	0,4·45·9,81=176,58
Общее сопротивление горячего воздуха	?hг	Па	? ?h1-9	117,2·9,81=1149,73
Е. Разрежение в топке
Высота газового столба	Н	м	По чертежу	9,0
Разрежение в топке hт=2,0 мм·в·ст.	?hЕ	Па	hт +0,95Н	(2,0+0,95·9) ·9,81=104
Общее сопротивление воздушного тракта	?hк	Па	hА+?hБ+?hВ+?hr+?hD-?hЕ	254,5·9,81=2496,6
Выбор вентилятора
Расчетная производительность вентилятора с запасом 5%	Qрасч	м3/ч	1,05·Vсек·3600	1,05·16,7·3600=63,16·103
Расчетное сопротивление с запасом 10%	?Нрасч	Па	1,1?hк	1,1·254,5·9,81=2746,8
Поправочный коэффициент	к?	-	(273+tхв)/( 273+tхор)	(273+30)/( 273+20)=1,033
Приведенное расчетное сопротивление	?hпррасч	Па	к?Нрасч	1,033·280·9,81=2835,09
Тип вентилятора	-	-	([9], график 46)	ВДН-12,5-11
Число оборотов	n	об/мин		970
Расчетный режим
Производительность	Qрасч	м3/час	-	63164
Напор	Нрасч	Па	-	1118
КПД	?	%	-	80
Мощность на валу	Nв	кВт	Qр Нр /3670 ?	23,4
Мощность электродвигателя	Nм	кВт	1,15 Nв	24,57
Запасы:
по производительности	?1=1,05
по напору	?2=1,1
по мощности электродвигателя	?3=1,15

4. Расчет и подбор вспомогательного оборудования для котлоагрегатов и турбоустановки

4.1 Тягодутьевая установка котлоагрегата БКЗ-75-39ФБ

Нормальная и бесперебойная работа котлоагрегата требует обеспечения непрерывной подачи воздуха, необходимого для горения топлива, и отвода образующихся продуктов сгорания.

В котлах средней и большой производительности применяют искусственную механическую тягу, создаваемую специальными вентиляторами центробежного типа (дымососами), способными преодолеть большое сопротивление газового тракта, измеряемое сотнями миллиметров водяного столба.

Подача воздуха в топку котла осуществляется дутьевыми вентиляторами. Весь воздушный тракт находится обычно под давлением.

Воздух, необходимый для горения, засасывается через всасывающий короб из верхней зоны котельного отделения, где его температура несколько выше, и нагнетается дутьевым вентилятором по воздуховоду в воздухоподогреватель. После воздухоподогревателя горячий воздух разделяется на три потока:

1. Часть воздуха (первичный воздух) подается под колосниковую решетку в первую зону горения, где происходит высушивание топлива, и во вторую зону горения, где топливо при воздействии высокой температуры и первичного воздуха газифицируется и частично сжигается.

2. Для сжигания газа над слоем топлива подается вторичный воздух.

3. Полное сгорание продуктов горения обеспечивает третичный воздух.

Дымососы и вентиляторы устанавливают на отдельных массивных железобетонных фундаментах, могущих воспринять вибрационную нагрузку при их работе.

При каждом изменении нагрузки котла необходимо изменять количество воздуха подаваемого в топку, и напор, создаваемый дымососом, т.е. автоматически регулировать дутье и тягу во избежание ухудшения КПД котла и перерасхода электроэнергии на тягодутьевую установку.

Произведем расчет и выбор дымососа по методике ([9], §1, стр. 35) в следующей последовательности:

1. Подсчитаем расход газов у дымососа, м3/с

(4.1)

где - расчетный расход топлива, =9,69 кг/с;

- объем продуктов горения на 1 кг топлива при избытке воздуха за воздухоподогревателем, =2,963 м3/кг;

- присос воздуха в газопроводах за воздухоподогревателем, =0,05;

- теоретическое количество воздуха на 1 кг топлива, =1,11 м3/кг;

- температура газов у дымососа:

°C (4.2)

где и - избыток воздуха в уходящих газах (за воздухоподогревателем) и их температура, =1,64 и =180 °C (см. раздел «Выбор и тепловой расчет котлоагрегата»).

Тогда расход газов у дымососа составит:

м3/с.

2. Определим расчетную производительность машины, м3/ч

м3/ч (4.3)

где - расход газов при номинальной нагрузке котла, =47,39·3600=170604 м3/ч;

- коэфф. запаса по производительности, =1,05 по ([9], стр. 36);

- барометрическое давление, =740 мм рт. ст. по ([9], график 23).

3. Определим расчетное полное давление машины, Па

(4.4)

где - коэфф. запаса по давлению, =1,1 по ([9], стр. 36);

- перепад полных давлений в тракте при номинальной нагрузке котла, =198,18 кГ/м2=1944 Па (см. раздел «Аэродинамический расчет котлоагрегата»).

кГ/м2 [2138,58 Па] (4.5)

Чтобы определить, удовлетворяет ли данная машина требуемым значениям и , необходимо предварительно привести к тем условиям (удельный вес перемещаемой среды), для которых заводом-изготовителем дается характеристика машины, по формуле

(4.6)

где (4.7)

Здесь - удельный вес газов при 0°C и 760 мм рт. ст., =1,17 по ([9], график 22);

Т - абсолютная температура газов у дымососа, Т=175,56 °C;

ТЗАВ - абсолютная температура воздуха по заводской характеристике машины, ТЗАВ=200 °C.

кГ/м2 [2130 Па] (4.5)

Выбираем дымосос двустороннего всасывания по рекомендациям

([9], график 28) типа Д-15?*2, n=730 об/мин, ?Э=63%.

4. Вычисляем мощность, потребляемую дымососом, кВт

(4.6)

5. Определяем расчетную мощность электродвигателя, кВт

кВт (4.7)

Выбираем электродвигатель по и принимаем к установке асинхронный электродвигатель типа 4А315М2У3 с РНОМ=200 кВт.

Произведем расчет и выбор дутьевого вентилятора по методике ([9], §1, стр. 35) в следующей последовательности:

1. Определим количество холодного воздуха, засасываемого дутьевым вентилятором, м3/с

(4.8)

где - коэфф. избытка воздуха в топке, =1,4 (см. раздел «Выбор и тепловой расчет котлоагрегата»);

- присосы воздуха в топке, =0,05 (см. раздел «Выбор и тепловой расчет котлоагрегата»);

- относительная утечка воздуха в воздухоподогревателе, принимается равной присосу в нем по газовой стороне, =0,05 (см. раздел «Выбор и тепловой расчет котлоагрегата»).

Тогда количество холодного воздуха

м3/с.

2. Далее расчет вентилятора аналогичен расчету дымососа, поэтому приведем лишь окончательные данные:

=63164 м3/ч;

=103,6 кГ/м2 [1016,3 Па];

=113,96 кГ/м2 [1118 Па];

=1,2;

=136,29 кГ/м2 [1337 Па];

=23,4 кВт;

=24,57 кВт.

Выбираем дутьевой вентилятор по рекомендациям ([9], график 46) типа ВДН-12,5-11, n=970 об/мин, ?Э=80%.

Выбираем электродвигатель по и принимаем к установке асинхронный электродвигатель типа 4А225М8У3 с РНОМ=30 кВт.

4.2 Питательные устройства котельной установки

Питательные устройства являются ответственными элементами котельной установки, обеспечивая безопасность ее эксплуатации.

Питательные устройства должны иметь паспорт завода-изготовителя и обеспечивать необходимый расход питательной воды при давлении, соответствующем полному открытию рабочих предохранительных клапанов, установленных на паровом котле.

Питательные насосы выбираются по производительности и полному напору. При определении производительности питательных насосов следует учитывать расход на питание всех паровых котлов, на непрерывную продувку, на пароохладители, редукционно-охладительные и охладительные установки. При этом число и производительность питательных насосов выбираются с таким расчетом, чтобы в случае остановки наибольшего по производительности насоса оставшиеся обеспечили подачу воды в указанных выше количествах.

Определим расчетный напор питательного насоса, руководствуясь

([11], п. 11.3, стр. 232), Па

(4.9)

где - избыточное давление в барабане котла, =4,0 МПа;

- запас давления на открытие предохранительных клапанов, принимается равным 5% номинального давления в барабане котла, =0,2 МПа;

- сопротивление водяного экономайзера, =0,17 МПа;

- сопротивление регенеративных подогревателей высокого давления ( на проектируемой ТЭЦ данный тип подогревателей отсутствует), поэтому =0 МПа;

- сопротивление питательных трубопроводов от насоса до котла с учетом сопротивления автоматических регуляторов питания котла, =0,2 МПа;

- сопротивление всасывающих трубопроводов, =0,01 МПа;

- давление, создаваемое столбом воды, равным по высоте расстоянию между осью барабана котла и осью деаэратора, =0,095 МПа;

- давление в деаэраторе, =0,12 МПа;

1,1 - коэфф. запаса.

МПа.

Определим расчетную производительность питательных насосов с электроприводом, м3/ч

м3/ч (4.10)

Выбираем питательный электронасос для котлов с давлением пара до 13,7 МПа по рекомендации ([3], табл. 5.3, стр. 368) типа ПЭ-100-56, V=100 м3/ч, Н=540 м, n=2965 об/мин, N=232 кВт, ?е=66%.

4.3 Деаэрационные установки

Защита от коррозии поверхностей нагрева котлов, теплообменной аппаратуры и трубопроводов осуществляется удалением из питательной воды паровых котлов коррозионно-агрессивных газов - кислорода и свободной углекислоты.

Для дегазации и деаэрации воды на тепловых электростанциях применяют термическую деаэрацию, которая осуществляется в деаэраторах атмосферного типа, работающих при абсолютном давлении 0,12 МПа. Вода подогревается до 104 °C (температура кипения при 0,12 МПа). Чтобы горячая вода при входе в питательный насос не вскипала и насос мог надежно подавать в котел воду высокой температуры, должно быть обеспечено давление воды перед насосом больше того давления, при котором происходит образование пара при данной температуре.

В связи с этим деаэраторы устанавливают на сравнительно большой высоте над питательными насосами.

Так как на всас питательного электронасоса поступает вода в объеме 85 м3/ч, то деаэратор должен готовить такое же количество воды плюс некоторый запас. Следовательно, выбираем деаэратор, руководствуясь ([Лифшиц], табл. 13-2, стр. 240), типа ДСА-100/50 производительностью 100 т/ч и полезной емкостью бака 50 м3.

4.4 Золоуловители

Содержащаяся в дымовых газах летучая зола и частицы несгоревшего топлива оказывают вредное влияние на окружающую среду, наносят ущерб промышленным и жилым объектам.

В связи с этим борьба за чистоту воздушного бассейна и улучшение санитарно-гигиенических условий промышленных городов является актуальной задачей. Основными мероприятиями в этом направлении являются:

1. глубокая очистка дымовых газов от золы;

2. устройство высоких дымовых труб в соответствии с «Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий» для отвода и рассеивания дымовых газов на значительное расстояние от промышленного объекта и населенных пунктов;

3. создание санитарно-защитных зон между электростанцией и жилым массивом.

Наиболее кардинальным решением защиты воздушного бассейна от выбросов золы и мелкодисперсной пыли является мероприятие, отмеченное в п. 1.

Для этого на электростанциях применяют специальные золоулавливающие устройства (золоуловители) следующих типов:

1. циклоны и батарейные циклоны;

2. мокропрутковые аппараты системы ВТИ;

3. электрофильтры;

4. комбинированные (двухступенчатые) золоуловители, в которых очистка газов происходит последовательно в двух аппаратах, принцип работы которых различен, например, батарейные циклоны и электрофильтры.

Наиболее эффективная очистка дымовых газов от пылеугольной золы при средней и большой паропроизводительности котлов достигается в электрофильтрах. Поэтому часто применяются электрофильтры типа ДВП (дымовые, вертикальные, пылевые) - стальные, двух-, трех или четырехсекционные аппараты с вертикальным ходом газов, предназначаются для улавливания пыли из дымовых газов при температурах не выше 250 °C.

Двухступенчатые комбинированные золоуловители ДВП-бц, ДГП-бц применяются при повышенных санитарных требованиях к очистке,

КПД 96-98%, а также при высокой запыленности газов - больше 20 г/нм3 (для проектируемой ТЭЦ, сжигающей твердое топливо - лигнин с содержанием золы 8,52%, по расчету запыленность - 33 г/нм3, см. раздел «Выбор и тепловой расчет котлоагрегата»), поэтому по рекомендациям ([9], § 2, стр. 58) принимаем к установке золоуловитель двухступенчатый типа ДВП-2*16,5-бц.

5. Химводоочистка и выбор оборудования

5.1 Основные положения водно-химического режима

Безаварийная и экономичная эксплуатация оборудования ТЭЦ в значительной степени обуславливается комплексом технологических мероприятий, определяемых термином «водно-химический режим».

Водно-химическим режимом называется совокупность мероприятий, обеспечивающих работу основного и вспомогательного оборудования электростанции без повреждений и снижения экономичности, вызываемых коррозией внутренних поверхностей нагрева, образованием отложений на теплопередающих поверхностях и в проточной части турбин, шлама в оборудовании, насосах, трубопроводах.

Водно-химический режим ТЭЦ обеспечивается:

- подготовкой химобессоленной и химочищенной воды;

- коррекционной обработкой питательной и котловой воды;

- антикоррозионной защитой оборудования и трубопроводов;

- удалением коррозионно-активных газов термическим и химическими способами;

- выведением солей с помощью продувок котлов;

- консервацией оборудования на время простоев оборудования;

- постоянным контролем качества воды, пара и конденсата;

- контролем за внутренним состоянием поверхностей нагрева;

- своевременным выполнением химических очисток оборудования.

Водно-химический режим поддерживается качеством воды, которое должно соответствовать требованиям действующих нормативных документов и обеспечивать работу оборудования без повреждений и снижения экономичности. Ухудшение качества воды приводит к образованию отложений солей и продуктов коррозии в тракте ТЭЦ, что ухудшает теплопередачу, увеличивает гидравлическое сопротивление и приводит к перерасходу топлива.

5.2 Показатели качества воды и пара

Нормируемые показатели качества питательной воды при гидразинно-аммиачном и фосфатном режимах. Таблица 5.2.1

Наименование показателя	Значение показателя
	4 МПа
1	2
жесткость, мг-экв/дм3	не более 1
кремниевая кислота, мкг/дм3	не более 120
натрий, мкг/дм3	не нормируется
кислород, мкг/дм3	не более 10
аммиак, мг/дм3	не более 1,0
гидразин, мкг/дм3	100-150
рН, усл. ед.	9,1 ± 0,1
соединения железа, мкг/дм3	не более 20
соединения меди, мкг/дм3	не более 5
сумма нитритов и нитратов, мкг/дм3	не более 20
нефтепродукты, мг/дм3	не более 0,3

Ограничение жесткости питательной воды вызвано необходимостью снижения образования шлама в котле и предотвращения его прикипания к поверхностям нагрева.

Нормирование содержания кремнекислоты необходимо для обеспечения чистоты насыщенного пара, которое зависит от кремнесодержания как котловой, так и питательной воды.

Ограничение количества аммиака, практически полностью переходящего в котле в пар, вызвано необходимостью защиты от протекающей в присутствии кислорода аммиачной коррозии медьсодержащего оборудования и предотвращения загрязнения конденсата соединениями меди.

Содержание соединений меди нормируется из условий предотвращения образования медных отложений в экранных трубах котлов при работе их с максимальными тепловыми нагрузками. Повышение содержания меди свидетельствует об интенсификации коррозии медьсодержащего оборудования.

Повышение содержания железа в питательной воде является косвенным показателем протекания коррозии в пароводяном тракте. При значительном содержании железа на поверхности нагрева будет происходить образование железо-окисных отложений.

Нитриты и нитраты могут образовывать в котле азотистую и азотную кислоты, стимулирующие протекание коррозии.

Содержание нефтепродуктов (масел) в питательной воде ограничивается в связи с резким увеличением термического сопротивления экранных труб при образовании маслянистой пленки на поверхности металла. Кроме того, присутствие даже незначительных количеств масла и других нефтепродуктов в воде может вызвать повышенное вспенивание котловой воды и ее капельный унос.

Нормирование качества насыщенного и перегретого пара необходимо для предотвращения заноса солями пароперегревателей и проточной части турбин.

Таблица 5.2.2 Нормируемые показатели качества насыщенного и перегретого пара

Наименование показателя	Значение показателя
	4 МПа
кремниевая кислота, мкг/дм3	не более 25,0
натрий, мкг/дм3	не более 25,0
рН, усл. ед.	не менее 7,5

Ухудшение показателей пара свидетельствуют либо о плохой работе сепарационных устройств при стабильном режиме работы котла, либо об ухудшении качества питательной или котловой воды.

Для обеспечения надежной и экономичной работы котлов и обеспечения качества пара согласно нормам качество котловой воды при работе на гидразинно-аммиачном и фосфатном режиме должно быть следующим:

Таблица 5.2.3

Наименование показателя	Значение показателя
	4 МПа
кремниевая кислота, мг/дм3 чистый отсек солевой отсек	не более 2,2 не более 9,0
фосфаты, мг/дм3 чистый отсек солевой отсек	не более 2,0-6,0 не более 30,0
рН, усл. ед чистый отсек солевой отсек	не ниже 9,3 не выше 11,2
щелочность фф/общ, мг-экв/дм3	Щфф ? 0,5 Щобщ

5.3 Краткие сведения об исходной воде и ее качестве

Для получения обессоленной и химочищенной воды в качестве исходной используется вода р. Днепр. Полный анализ исходной речной воды р. Днепр характеризует наличие следующих показателей: сухой остаток, прокаленный остаток, общее солесодержание (сумма катионов и анионов), значение рН, жесткость общая, щелочность: (карбонатная, бикарбонатная, гидратная), окисляемость, катионы (Ca2+, Mg2+, Na+, NH3+, Fe3+ и др.), анионы (SO42-, Cl-, HCO3-, NO3-, NO2-), силикаты (SiO32-, HSiO3-), растворенный кислород (О2), свободная углекислота (СО2), содержание взвешенных веществ, прозрачность, цветность. Состав речной воды может меняться и иногда очень сильно по временам года или вследствие других причин, например, в результате периодических сбросов в реку сточных вод.

По степени дисперсности примеси природных поверхностных вод разделяются на грубодисперсные, коллоидно-дисперсные и истинно-растворенные вещества.

Грубодисперсные примеси состоят из органических веществ, песка и глины, которые смываются с поверхности земли дождями и талыми водами и являются механическими примесями. Грубодисперсные примеси представляют собой частицы с размером более 100 нм. Грубодисперсные частицы распределяются в массе воды гравиметрически, осаждаются под действием силы тяжести и задерживаются фильтрующими материалами.

Коллоидно-дисперсные примеси имеют размеры от 1 до 100 нм. Коллоидные частицы не осаждаются из воды под действием силы тяжести, не задерживаются обычными фильтрующими материалами (песок, фильтровальная бумага) и различимы только в отраженном свете (опалесценция). В природных водах в коллоидно-дисперсном состоянии находятся различные соединения кремния, алюминия, железа и органические вещества, которые являются продуктами распада растительных и животных организмов.

Истинно-растворенные примеси находятся в воде в виде отдельных ионов, молекул или комплексов, состоящих из нескольких молекул. По химическому характеру примеси разделяются на газовые, минеральные и органические.

Газовыми примесями в природной воде являются газы, растворенные в воде вследствие контакта воды с воздухом (О2, СО2, N2), и газы, образующиеся в результате биохимических процессов (H2S, SO2, NH3). Ионный состав примесей воды характеризуется присутствием в ней соответствующих катионов и анионов. В основном, в поверхностных водах содержатся соли, состоящие из следующих ионов: Ca2+, Mg2+, Na+, Кa+, NH4+, Fe2+, Fe3+, Cl-, SO42-, HCO3-, HSiO3-, NO3-, NO2-.

Различные соединения кремниевой кислоты весьма распространены в природных водах. Общая формула кремниевой кислоты SiO2 · nH2O. Кремниевая кислота при нейтральных и слабощелочных значениях рН малорастворима и способна образовывать в воде коллоидные растворы. В результате анализов обычно получают суммарную концентрацию кремнесодержащих соединений, условно выраженную в виде SiO2 - так называемое кремнесодержание воды.

Органические примеси, попадающие в открытые водоемы в результате вымывания из почв и торфяников, обычно объединяют под общим названием окисляемость. Кроме того, поверхностные воды обогащаются органическими веществами в результате отмирания водной флоры и фауны с последующими процессами их химического и биологического распада, а также поступления в них недостаточно очищенных бытовых, производственных и сельскохозяйственных стоков.

Важнейшими показателями качества воды, определяющими ее пригодность для использования на ТЭЦ, являются: содержание взвешенных веществ, рН, сухой остаток, жесткость, щелочность, окисляемость, содержание коррозионно-агрессивных газов O2 и СO2.

Окисляемость воды - показатель, определяющий степень загрязнения воды органическими веществами.

Количественный и качественный состав исходной речной воды р. Днепр зависит от метеорологических условий и подвержен сезонным колебаниям. Так, в весенний и осенний паводковые периоды, вода содержит более низкое количество растворенных солей, однако характеризуется более высоким количеством взвешенных и коллоидных примесей, увлекаемых с поверхности почвы дождевыми и талыми водами. В зимний и летний периоды (зимнюю и летнюю межень) в результате питания поверхностного водостока только подземными водами солесодержание воды повышается.

Как видно из вышеизложенного, использование воды, содержащей всевозможные примеси, для технологических целей без предварительной ее очистки невозможно.

5.4 Назначение химводоочистки

Основным назначением химводоочистки является подготовка воды для питания паровых котлов среднего давления 4,0 МПа, очистка от загрязнений производственного конденсатов, идущего на питание паровых котлов.

На проектируемой ТЭЦ в состав химводоочистки входят следующие объекты:

1. Установка получения обессоленной воды. Получение обессоленной воды достигается последовательным проведением следующих технологических операций:

- очистка исходной речной воды известкованием и коагуляцией в осветлителях;

- фильтрационное осветление воды, прошедшей осветлитель, на механических фильтрах;

- обработка воды методом ионного обмена на водород-катионитовых и анионитовых фильтрах первой и второй ступени с декарбонизацией после анионитовых фильтров первой ступени;

- аминирование обессоленной воды.

Необходимость удаления из воды грубодисперсных и коллоидных примесей на стадии предварительной очистки воды вытекает из требований улучшения показателей качества воды для последующих стадий очистки на ионообменных материалах.

Предварительная очистка воды осуществляется путем ее известкования и коагуляции. При этом, наряду с удалением коллоидных веществ, происходит снижение карбонатной (временной) жесткости, щелочности, содержания железа, кремнекислоты, окисляемости и величины сухого остатка.

Эти процессы осуществляются в осветлителях.

Качество обработанной в осветлителе воды определяется по следующим показателям:

- жесткость;

- щелочность общая и гидратная;

- рН;

- содержание взвеси (прозрачность).

Для контроля работы осветлителя в исходной и известкованно-коагулированной воде дополнительно определяются:

- содержание железа;

- содержание кремнекислоты;

- окисляемость.

На протекание процесса обработки исходной воды известкованием и коагуляцией влияют следующие факторы: качество исходной воды, ее температура, использование ранее выпавшего шлама в качестве контактной среды, применение флокулянта, стабильность дозирования реагентов, стабильность расхода воды, подаваемой в осветлитель, степень удаления воздуха в воздухоотделителе.

В воде многих поверхностных источников в период паводка резко снижается щелочность и одновременно увеличиваются содержание взвесей и кремнекислоты (в т.ч. нереакционноспособной), окисляемость и цветность. Чтобы при этом сохранить требуемый эффект очистки воды, бывает необходимым изменение дозы реагентов. В результате состав и свойства образующегося осадка существенно изменяются.

При подогреве обрабатываемой воды ускоряются процессы химического взаимодействия и кристаллизации образующихся веществ, улучшаются условия выделения осадка из-за уменьшения вязкости воды. Вследствие этого интенсифицируются процессы обработки воды, что позволяет уменьшить расчетную длительность пребывания воды в осветлителе и увеличить допустимую скорость движения воды через него.

Оптимальная температура воды находится в пределах от 30 до 40?С и уточняется в процессе наладки. Увеличение температуры способствует более эффективному умягчению воды.

Содержащиеся в осветленной воде взвешенные вещества при движении через фильтрующий материал задерживаются им, и вода осветляется. Извлечение механических примесей из воды вследствие их прилипания к зернам фильтрующего материала происходит под действием сил адгезии. Вода при движении через фильтрующий материал преодолевает сопротивление, возникающее в результате трения ее о поверхность зерен фильтрующего материала, что характеризуется так называемой величиной потери напора. Поэтому поступающая на фильтр вода должна иметь давление, превышающее потерю напора в фильтре.

Удаление катионов и анионов производится с помощью ионообменных материалов. Удаление растворенных газов (СО2) производится путем декарбонизации воды.

Удаление из воды истинно-растворенных примесей (катионов и анионов) осуществляется путем фильтрования воды через материал, способный обменивать часть своих ионов на ионы, растворенные в воде. Такие зернистые материалы называют ионитами или ионообменными материалами.

Декарбонизацией называется процесс удаления из воды свободной угольной кислоты, которая образуется в значительном количестве при Н-катионировании воды.

Удаление угольной кислоты необходимо во избежание преждевременного срабатывания анионитовых фильтров II-ой ступени и производится путем продувки воздуха через воду.

При этом углекислота, находящаяся в воде, приходит в равновесие с углекислотой, содержащейся в воздухе. Так как парциональное давление углекислоты в воздухе мало, содержание ее в воде может быть снижено до 2-3 мг/л.

Остаточное содержание углекислоты зависит от температуры воды, величины поверхности контакта с воздухом, расхода воздуха на продувку.

Для предотвращения углекислотной коррозии оборудования паро-конденсатного тракта и тракта питательной воды на электростанциях применяется аммиачная обработка обессоленной воды.

Перечень основного оборудования обессоливающей установки, включая предочистку Таблица 5.4.1

№ п/п	Наименование оборудования	Техническая характеристика	Кол-во	Назначение оборудования
1	2	3	4	5
1.	1.1. Осветлитель № 1 типа ЦНИИ-1	Q = 50 м3/час	1	Используется в качестве резервной емкости для хранения исходной (речной) воды
	1.2. Осветлитель № 2 типа ЦНИИ-1	Q = 50 м3/час	1+1	Для удаления коллоидных, мелко и грубодисперсных примесей, снижения жесткости
2.	Баки известкованно-коагулированной воды	V=100 м3 O 6630 мм	1	--//--
3.	Фильтр механический (осветлительный)	O 2600 мм Нсл = 1 м	2	Осветление известкованно-коагулированной воды. Загружен гидроантрацитом.
4.	4.1. Насос известкованно-коагулированной воды типа Д50-12	Q=50 м3/час Н = 12 м.в.ст.	1+1	Подача известкованно-коагулированной воды на механические фильтры O 2600 мм - 1 шт.
	4.2. Насос известкованно-коагулированной воды типа Д60-17	Q = 600 м3/час Н = 17 м.в.ст.	1+1	Подача известкованно-коагулированной воды на механические фильтры O 2600 мм.
5.	Н-катионитовый фильтр I-ой ступени	O 3000 мм Нсл = 2 м	2+1	Удаление из обрабатываемой воды катионов жесткости и большей части катионов натрия.
6.	Анионитовый фильтр I-ой ступени	O 3000 мм Нсл = 2 м	2+1	Удаление из обрабатываемой воды анионов сильных кислот. Загружен слабоосновным анионитом.
7.	Н-катионитовый фильтр II-ой ступени	O 3000 мм Нсл = 1 м	1+1	Удаление из обрабатываемой воды остаточных катионов жесткости и натрия после Н-катионитовых фильтров I-ой ступени. Загружен сильнокислотным катионитом.
8.	Анионитовый фильтр II-ой ступени	O 3000 мм Нсл = 1 м	2+1	Удаление из обрабатываемой воды анионов слабых кислот и анионов сильных кислот, попадающих в воду при выходе на регенерацию анионитовых фильтров I-ой ступени.
9.	Декарбонизатор серии В239	O 2010 мм Q = 50 м3/час	1+1	Удаление углекислоты из частично обессоленной воды после анионитовых фильтров 1-ой ступени
10.	Бак декарбонизирован-ной воды	V = 100 м3 O 6300 мм	1	Промежуточная емкость для сбора декарбонизированной воды.
11.	Бак обессоленной воды	V = 100 м3 O 6300 мм	1	Промежуточная емкость для сбора и хранения обессоленной воды.
12.	Насос декарбонизи-рованной воды типа Д50-15	Q=50 м3/час Н = 15 м.в.ст.	1+1	Подача декарбонизированной воды на фильтры II-ой ступени.
13.	Насос химобессоленной воды типа Х50-12	Q=50 м3/час Н = 12 м.в.ст.	1+1	Подача химобессоленной воды в главный корпус в деаэраторы питания котлов.

Установка очистки производственного конденсата (конденсатоочистка) производительностью до 100 м3/час. Конденсатоочистка ТЭЦ предназначена для очистки горячего производственного конденсата (температура 100 0С), поступающего с гидролизного завода и деревообрабатывающего комбината, конденсата дренажного бака и бака низких точек из главного корпуса. Очищенный производственный конденсат используется в качестве добавки в питательную воду котлов. Очистка конденсата производится на угольных и Na-катионитовых фильтрах.

Таблица 5.4.2 Перечень основного оборудования конденсатоочистки

№ п/п	Наименование оборудования	Техническая характеристика	Кол-во	Назначение оборудования
1.	Угольный фильтр	O 3000 мм Нсл = 2500 мм уголь БАУ с размером зерен 1-3,5 мм	1+1	Обезмасливание конденсата
2.	Nа-катионитовый фильтр	O 3000 мм Нсл КУ-2-8 - 1 м Нсл С-100 - 0,6 м	1+1	Умягчение конденсата
3.	Бак загрязненного конденсата	V = 100 м3	1+1	Сбор конденсата для очистки
4.	Насос загрязненного конденсата типа 4К-6	Q = 50-70 м3/час	1+1	Подача загрязненного конденсата на фильтры
5.	Насос очищенного конденсата типа 4НДВ	Q = 50-70 м3/час	1+1	Подача очищенного конденсата в главный корпус

6. Расчет тепловой схемы ТЭЦ

6.1 Описание тепловой схемы ТЭЦ

На тепловой схеме ТЭЦ изображено взаимное расположение агрегатов и аппаратов электростанции, участвующих в технологическом процессе выработки электроэнергии и теплоты.

Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.

Исходные данные:

1. Электрическая мощность турбины NЭ=12 МВт;

2. Начальные параметры пара:

· р0=4,0 МПа;

· t0=435°C;

· H0=3295 кДж/кг

3. Давление в регулируемом отборе пара - 0,7-1,3 Мпа;

4. Давление в нерегулируемом отборе пара - 0,45 Мпа, расход - 0,3 кг/с (1,1 т/ч);

5. Схема отпуска теплоты с ТЭЦ:

· технологический пар из промышленного отбора с D=13,89 кг/с (50 т/ч), возврат конденсата пара на ТЭЦ составляет 60%, температура возвращаемого конденсата 100°C - для гидролизного завода;

· технологический пар на выходе из турбины с D=13,89 кг/с (50 т/ч), возврат конденсата пара на ТЭЦ составляет 60%, температура возвращаемого конденсата 100°C - для деревообрабатывающего комбината.

6. Тип парогенератора - барабанный;

7. Параметры пара: рпг=4,4 МПа, tпг=440°C;

8. Коэффициент продувки парогенератора - 2%Dпг;

9. Схема использования теплоты продувочной воды парогенераторов: одноступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в теплообменнике;

10. Коэффициент расхода пара на собственные нужды - 5% Dпг;

11. Давление в деаэраторе - 0,12 МПа;

12. Схема приготовления добавочной воды парогенератора - химводоочистка;

13. Температура химически очищенной воды - 30°C;

14. Коэффициент полезного действия теплообменников - 0,98;

15. Коэффициент потерь пара в паропроводах, идущих к потребителю - 2%;

16. Расчетный режим - максимально-зимнего месяца, при котором температура сырой воды - 5°C;

17. Теплофикационная установка на ТЭЦ отсутствует, т.к. на ТЭЦ не предусмотрен отпуск тепла коммунально-бытовым потребителям;

18. Расход пара на турбину - 104,3 т/ч [28,97 кг/с];

19. Производительность парогенераторов - 2*75 т/ч [41,67 кг/с];

20. Расход пара на струйный подогреватель - 1,1 т/ч [0,306 кг/с].

6.2 Расчет тепловой схемы станции

Расчет тепловой схемы выполняем согласно рекомендации ([12], гл. 5, стр. 80) в следующей последовательности:

1. Определим расход пара потребителями, кг/с

т/ч [28,34 кг/с] (6.1)

где - количество пара, необходимое промышленным потребителям,

=100 т/ч (п. 6.1, поз. 5);

- коэффициент потерь пара в паропроводах, идущих к потребителю, =2% (п. 6.1, поз. 15).

2. Определим количество вырабатываемого пара, кг/с.

т/ч [29,836 кг/с] (6.2)

где - коэффициент расхода пара на собственные нужды - 5%, (п. 6.1, поз. 10).

3. Количество возвращаемого конденсата, кг/с

т/ч [17,9 кг/с] (6.3)

4. Количество воды для химводоочистки, кг/с

т/ч [11,9 кг/с] (6.4)

5. Температура воды на входе в деаэратор, °C

°C (6.5)

где - температура возвращаемого конденсата, =100°C (п. 6.1, поз. 5);

- температура химически очищенной воды, =30°C (п. 6.1, поз. 5).

6. Расход питательной воды на парогенераторы - 2*85 т/ч [47,22 кг/с].

7. Расход продувочной воды, кг/с

 т/ч [0,9125 кг/с] (6.6)

8. Выпар из сепаратора, кг/с

т/ч (0,229 кг/с) (6.7)

где - энтальпия воды в барабане парогенератора при рпг=4,4 МПа, =1087,5 кДж/кг;

- энтальпия продувочной воды, сливаемой из сепаратора, =520 кДж/кг;

- теплота парообразования при давлении в деаэраторе - 0,12 МПа, =2257 кДж/кг.

9. Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, °C

°C (6.8)

где - расход воды, сливаемой в техническую канализацию, =3,285-0,826=2,459 т/ч [0,683 кг/с];

- температура этой воды на входе в подогреватель, =124,1°C;

- температура воды, выходящей из теплообменника, =60 °C;

- температура сырой воды - 5°C.

10. Расход воды на подогреватель сырой воды, кг/с

т/ч [0,453 кг/с] (6.9)

где - энтальпия воды, идущей на химводоочистку с температурой 30°C, =125,22 кДж/кг;

- энтальпия воды на входе в подогреватель сырой воды с температурой 8,7°C, =36,45 кДж/кг;

- энтальпия пара после РОУ с давлением 0,12 МПа и температурой 150°C, =2774,6 кДж/кг;

- энтальпия конденсата на выходе из подогревателя сырой воды,

=436 кДж/кг.

11. Материальный баланс деаэратора.

(6.10)

где - количество воды на выходе из струйного подогревателя, =1,1++=1,1+64,45+42,96=108,51 т/ч [30,14 кг/с];

- количество питательной воды, =85*2=170 т/ч [47,22 кг/с] (см. раздел «Расчет и подбор вспомогательного оборудования для котлоагрегатов и турбоустановки»);

- количество пара, проходящее через охладитель выпара: в охладитель идет 2 кг пара на 1 т воды в деаэраторе, т.е. 0,34 т/ч [0,094 кг/с].

Тогда количество пара, проходящее через РОУ в деаэратор:

т/ч [16,49 кг/с]

12. Температура химически очищенной воды после струйного подогревателя, °C

(6.11)

где - расход пара через струйный подогреватель, =1,1 т/ч [0,306 кг/с];

- энтальпия пара, идущего в струйный подогреватель из отбора турбины после 8-ой ступени, =2846,9 кДж/кг;

- количество химически очищенной воды с учетом очищенного конденсата, =42,96+64,45=107,45 т/ч [29,85 кг/с];

- теплоемкость воды с температурой 72°C перед деаэратором, 4,187 кДж/кг;

- температура ХОВ после струйного подогревателя, °C;

- теплоемкость ХОВ после струйного подогревателя, 4,22 кДж/кг.

°C.

13. Температура химически очищенной воды после охладителя выпара, °C

(6.12)

где - количество пара на входе в охладитель выпара,

=0,34 т/ч [0,0944 кг/с];

- энтальпия пара на входе в охладитель выпара с давлением 0,12 МПа, =2683,7 кДж/кг;

=+=108,55 т/ч [30,15 кг/с];

- энтальпия воды на выходе из струйного подогревателя, =77,55·4,195=325,32 кДж/кг;

°C.

14. Внутренняя мощность турбины и электрическая мощность турбогенератора были рассчитаны в разделе «Выбор и тепловой расчет паровой турбины».

7. Тепловой контроль и автоматика ТЭЦ

7.1 Автоматизация и контроль на тепловых электростанциях

Автоматическое управление или автоматизация тех или иных функций в процессе управления производством является одним из решающих средств повышения технико-экономической эффективности производства.

Автоматизация технологических процессов на тепловых электростанциях имеет своей целью повышение надежности и экономичности работы оборудования, а также уменьшение количество обслуживающего персонала и улучшение условий его труда.

Автоматизация современных тепловых электростанций заключается в автоматическом регулировании всех непрерывных процессов (горение, питание котла и др.), а также в автоматическом управлении отдельными операциями. Система автоматического управления при нормальной эксплуатации электростанции не требует вмешательства обслуживающего персонала; обязанностью персонала является только наблюдение за результатами работы автоматических устройств и их состоянием.

Автоматизация на отдельных вспомогательных участках (береговых насосных охлаждающей воды, мазутонасосных, внешнего золоудаления и др.) выполняется в объеме, обеспечивающем работу этих участков без постоянного обслуживающего персонала.

Для нормальной работы современного энергетического оборудования паротурбинной электростанции с парогенератором на твердом топливе с паровыми турбинами, имеющими промышленные и регенеративные отборы, требуется контролировать около 1000 переменных величин, из которых около 100 величин должны иметь надежную автоматическую стабилизацию.

Для обеспечения бесперебойной и надежной эксплуатации многочисленных и сложных элементов оборудования тепловой электростанции служат приборы теплового контроля. Эти приборы показывают в любой момент времени параметры работы отдельных агрегатов, механизмов или узлов на электростанции и позволяют судить о возникающих отклонениях от параметров при нормальной эксплуатации всех элементов оборудования электростанции.

7.2 Параметры, подлежащие контролю при работе котлоагрегата

Котельные агрегаты оборудуют постоянно действующими приборами, которые контролируют следующие важнейшие параметры:

давление пара в барабане котла или на выходе из пароперегревателя, а также давление питательной воды до регулирующей задвижки;

уровень воды в барабане котла. Для надежного контроля положения уровня воды к рабочему месту машиниста котла выводят обязательно два сниженных указателя уровня;

паропроизводительность котельного агрегата, определяемую показаниями паромеров, устанавливаемых на паропроводах котла;

расход питательной воды на котел, определяемый по водомеру;

температуру пара за пароперегревателем;

разрежение в верхней части топки;

температуру уходящих из котельного агрегата дымовых газов -- для наблюдения за загрязненностью наружных поверхностей нагрева и определения к. п.д. котельного агрегата;

содержание кислорода (О2) или углекислого газа (СО2) в газоходах для того, чтобы знать, правильно ли идет процесс горения;

9) давление жидкого топлива после регулирующих клапанов - для наблюдения за работой мазутных форсунок;

10) температуру горячего воздуха перед предтопком;

11) давление первичного воздуха перед предтопком;

12) силу тока всех электродвигателей топливоподающей установки и др.

7.2.1 Регулирование тепловой нагрузки котла

Давление пара стабилизируется в пределах регулирования 4 МПа.

Диапазон температуры дымовых газов из предтопка 950-1050 оС.

Ограниченный диапазон направляющего аппарата ВГД 40 - 60 %

Давление природного газа на одной горелке топки 25 кПа

Давление мазута на одной горелке топки 2,5-1,7МПа

Влажность твердого топлива желательно в диапазоне 55-65%.

· Давление пара в паровой магистрали или расход пара из котла регулируется посредством изменения подачи твердого топлива в предтопок и расхода природного газ или мазута, сжигаемого в горелках топки.

· Температура дымовых газов стабилизируется работой горелки (форсунки).

· Осуществляется автоматический розжиг горелок предтопка и топки.

· Оператору выдается сообщение на включение и выключение горелки.

· Регулируется соотношение топливо-воздух на каждой горелке.

7.2.2 Защиты котлоагрегата

Разработанные в данном проекте алгоритмы защит выполнены на основании требований "Технических условий на выполнение технологических защит и блокировок при использовании мазута и природного газа в котельных установках в соответствии с требованиями взрывобезопасности" и предназначены для останова котла при достижении параметрами критических величин, когда дальнейшая работа грозит серьёзными повреждениями тепломеханического оборудования. В проекте реализована также и логика локальных защит. При применении микропроцессорной техники защиты паровых котлов выполняются с использованием трех датчиков аналогового сигнала. В случае отклонения контролируемых параметров, формируется команда на отключение соответствующего оборудования, связанного с отключением котла, срабатывает светозвуковая сигнализация.

Действие защит - одностороннее. Обратный ввод оборудования в работу производится после устранения причин, приведших к срабатыванию защит.

После срабатывания защиты исключается возможность отмены персоналом команд защит до полного их выполнения. Для аварийного останова котла предусмотрена "виртуальная" кнопка, при нажатии на которую на экран должно выводиться сообщение "Останов котла" и две кнопки "Да" и "Нет". В случае подтверждения происходит аварийный останов котла. Ввод и вывод защит - автоматический, кроме понижения и повышения уровня в барабане котла до второго предела. Защиты по уровню вводятся после сверки водоуказательных приборов. Предусмотрен также и ручной вывод защит, доступ к которому должен быть "запоролен".

Предусмотрены следующие режимы работы котла:

а) газ,

б) мазут,

в) твёрдое топливо и газ,

г) твёрдое топливо и мазут.

Технологические защиты выполняют следующие операции:

останов котла,

локальные операции.

Защиты, действующие на останов котла.

повышение и понижение уровня в барабане котла до второго передела;

отключение тягодутьевых механизмов.

останов котла по команде с операторской станции.

7.3 Параметры, подлежащие контролю при работе паротурбинной установки

Паротурбинные установки оборудуют приборами, которые измеряют следующие параметры:

число оборотов турбины;

давление пара перед главными пусковыми задвижками, стопорными клапанами, за регулирующими и перегрузочными клапанами, в камерах отборов, перед эжектором и пусковым масляным турбонасосом;

температуру пара в тех же точках;

давление и температуру масла по всей масляной системе;

количество выработанной энергии и частоту тока;

6) температуру воздуха до и после охладителя генератора и др.

Все механизмы собственного расхода, питательную установку, редукционно-охладительную установку, химводоочистку также оборудуют необходимыми приборами для измерения важнейших параметров, от повседневного контроля которых зависит надежная эксплуатация электростанции.

7.3.1 Автоматическое регулирование и защита турбины

Турбина снабжена системой автоматического регулирования, обеспечивающей следующие режимы работы:

1. автоматическое регулирование частоты вращения ротора;

2. автоматическое поддержание давления пара в производственном отборе;