Проект ТЭЦ на твердом топливе

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту Н_пот=4кПа [3].

Расчетный напор дутьевого вентилятора:

Н=1,1·4=4,4

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН18 11у с характеристиками:

производительность -117/88 м³/с;

полное давление - 3500/2000 Па;

температура газа - 30?С

КПД -85 %;

частота вращения -980/740 об/мин;

мощность - 200/85 кВт.

Принимаем суммарный перепад давления по газопроводному тракту Н_пот=3 кПа [3].

Тогда расчетный напор дымососа, кПа

Н=1,1·3=3,3

Выбираем дымосос типа ДН22х2 с характеристиками:

производительность285 м³/с;

полное давление 3300 Па;

температура газа 200?С

КПД 83 %;

частота вращения 744 об/мин;

мощность 345 кВт.

Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтрами, четырехпольными горизонтальными ПГД4х50, при этом скорость газов в активном сечении составит 1,3 м/с, что позволяет электрофильтрам работать с КПД около 98 % [3].

Выбор в качестве золоулавливающего устройства электрофильтров обусловлен следующими причинами:

Высокое содержание свободной извести в золе (CaO32%) не позволяет использовать мокрые золоуловители, а проектирование станции в промышленном городе обязывает использовать золоулавливающие устройства с максимальной степенью очистки.

Расход летучей золы на входе в фильтр кг/ч:

М_зол^вх=0,01·В·Q_ун · А^р+0,01·В·q_н·Qн/32700=0,01· 77580·0,95 · 6+0,01·77580·0,5·15700/32700=4422,25

где В часовой расход сжигаемого топлива, кг/ч;

Q_ун доля золы, уносимая газами [10];

q_н потеря тепла с механическим недожогом [3].

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч

М_зол^вх= М_зол^вх·

М_зол^вх =4422,25·=88,136

где з_зуКПД золоуловителей.

Расход золы удаляемой гидрозолоудалением, кг/ч

М_зол= М_зол^вх- М_зол^вых

М_зол =4422,25-88,136=4334,114

Выбираем электрофильтры три /3/ типа:

ПГД - 4 х 50;

габариты - 20,2х10х15,

число секций -2шт;

вес механического оборудования -148,1 т;

с горизонтальным ходом газов.

Золоудаление

Удаление шлака из под топок, устанавливаемых котлоагрегатов, осуществляется непрерывно, с помощью шнекового транспортера, передвигающегося в заполненной водой ванне. С транспортера шлак сбрасывается на шлакодробилку, где дробится на куски не более 50 мм, затем поступает в самотечный канал. Для транспортирования золы и шлака за пределы станции применяются багерные насосы. Транспортирование шлака и золы на золоотвал осуществляется по общему трубопроводу [4].

Сжигание на электростанциях твердого топлива приводит к большому выходу золошлаковых материалов, требующих утилизации. Для сбора золы и шлака котельных установок, отпуска их потребителю, транспорта золошлаковых материалов внутри здания главного корпуса, на площадке ТЭЦ и за ее пределами, для складирования их в золоотвалах и предотвращения вредного воздействия последних на окружающую среду создают системы золошлакоудаления, образующие золовое хозяйство станции. Показатели системы ГЗШУ должны быть допустимыми в экономическом и эффективном отношении. После гидротранспорта шлак складируется на поверхности земли в золоотвалах.

В системе гидрозолошлакоудаления для подачи воды используют следующие группы насосов: смывные насосыдля подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают два рабочих и один резервный насос.

Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего использовать в оборотном водоснабжении системы ГЗУ, на золоотвалах оборудуют отстойные пруды.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемого со станции, кг/ч

М_шл.з.=0,01·В·(А^р+q_н·=0,01·77580·(6+0,5·15700/32700)

[1-0,95(1-98/100)]=4528,07

Расход воды,кг/ч

М_в= 12· М_шл.з

М_в =12·4528,07=54336,84

Расчетный расход пульпы ,м³/ч

Q= М_шл.з / г_шл,зол. +М_в / г_в

Q =4,528/0,5+54,336/1=62,852

Где г_{шл, зол,} г_всоответственно удельный вес шлака, золы, воды, т/м³.

Диаметр шлакопровода, м.

d=

d =4х62,852/3600х3,14х1,7=0,115

Расчетный расход пульпы для пяти котлов,м/ч

Q =62,852х5=314.26

где V расчетная скорость потока пульпы [3], м/с.

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос типа Гру-12 ;

Производительность 250-500 м³/ч;

давление на выходе из насоса - 0,21-0,17Мпа;

мощность на валу насоса - 26,4- 46,2 кВт;

мощность 55 кВт;

число оборотов 985 об/мин.

В багерной насосной устанавливаем 3 насоса: один рабочий, один резервный, один в ремонте.

В системе ГЗШУ для подачи воды используются следующие группы насосов:

Смывные насосы - для подачи воды к побудительным соплам в каналах. В насосах осветленной воды устанавливают один рабочий и один резервный насос. Для осветления сточной воды золоотвалов до состояния, позволяющего использовать в оборотном водоснабжении системы ГЗШУ,на золоотвалах оборудуются отстойные пруды.

Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количество устанавливаемых труб производятся таким образом, чтобы загрязнение слоя воздуха выбросами из труб не превышает ПДК вредных примесей.

Выбросы золы, г/с.

М_зол=

М_зол =38700х 0,36·[()··0.95++]=63,8

Выбросы оксидов серы, г/с.

М_SO2=0,02 х 38700х 0,36··0,2=413,6

Выбросы оксидов азота, г/с.

М_NO2=0.34· 10^-7·K·B· Q_н^р·(1- q₄/100)·B·(1- E₁·r)· В₂·В₃·Е_с=0,34·10^-7·4,771·107750·15700(1-0,5/100)·10775·(1-0,005·0,3)·0,85·1·0,75=61

где Ккоэффициент,характеризующий выход оксидов азота [10];

Врасход топлива, г/с;

В₁коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигания топлива [10], ;

У₁коэффициент, характеризующийэффективность воздействия рецеркули-руемых газов [10];

rстепень рецеркуляции дымовых газов [10];

В₂коэффициент, учитывающий конструкцию горелок [10];

В₃коэффициент, характеризующий снижение выбросов.

Приведенная масса вредных примесей, г/с.

М=MS_O2+· M_NO2+ М_зол =413,6+61+63,8=538,4

Суммарная масса вредных примесей пересчитывается на выбросы оксидов серы. Отношение среднесуточных ПДК в этой формуле является коэффициентом, учитывающим вредность золы и оксидов азота по сравнению с оксидами серы.

Минимально допустимая высота дымовой трубы, м.

Н=

где Акоэффициент, учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвентивной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным [3];

Fкоэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений, принимаем [3];

m коэффициент, учитывающий влияние скорости выхода газов из устья трубы, по высоте предварительно выбранной трубы, принимаем [3];

nчисло труб;

Vсуммарный объем дымовых газов, выбрасываемых из труб равен, м³/с

V=5·Vg=3·150,2=753

?tразность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха, принимаем;

Н==90 м;

Эффективная высота выброса дымовых газов, м.

H_эф= H+ДН=Н+1,9·;

где d₆диаметр устья трубы;

W₀скорость газов в устье трубы по высоте выбранной трубы, м/с [3];

Vскорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, принимаем, м/с [3];

ц коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбираемой дымовой трубы, принимаем [3];

H_эф= 90+1,9·=125 ,9

Устанавливаем одну железобетонную дымовую трубу высотой 120 метров с диаметром устья 7,2 метра /3/.

Выбор одной дымовой трубы обусловлен необходимостью увеличения объема выбрасываемых, одной трубой газов, что приводит к увеличению подъема факела над трубой, а следовательно и к увеличению эффекта рассеивания ниже ПДК вредных веществ в приземном слое воздуха.

Общая часть

1. Генеральный план

Город Канск является местом строительства проектируемой ТЭЦ.

На станции предусмотрено снабжение потребителей горячей водой.

Станция располагается вблизи города. Ирша-Бородинское месторож- дение является топливной базой для ТЭЦ. Уголь доставляется по железной дороге.

Предварительно местность исследована на наличие полезных ископаемых. Почвасуглинок.

На станции применяется прямоточная система водоснабжения.

Недопустимо соседство близких подземных вод, до 25 м в глубь.

Золоотвал располагается в пойме реки, отделенный дамбой. Запас в сроке накопления золы 25 лет и более.

Естественный уклон почвы в сторону реки 0,51?.

Грунтовые воды не агрессивные.

Источник водоснабжения обладает достаточно чистой водой. Для обеспечения всех требований проведено изыскание:

топографические со съемкой необходимых карт различных вариантов площадок, с нанесением на карты горизонталий;

геологические с определением качества грунтов;

гидрологические для определения характеристик источников водоснабжения;

гидрогеологические исследующие свойства грунтовых вод;

климатические служащие для определения температур воздуха;

метеорологическиеустанавливающие преобладающее направление и силу ветра в районе электростанции, влажность воздуха.

Генеральный план станции представляет собой план размещения на основной производственной площадке ТЭЦ ее основных и вспомогательных сооружений.

Генплан изображает следующие сооружения и пути:

уголь поступает по примыкающим к ТЭЦ железнодорожным путям. Два вагоноопрокидывателя обеспечивают разгрузку. Для гарантийного снабжения углем создается угольный склад с нормативным месячным запасом. Со склада уголь подается бульдозерами. По линии углеподачи уголь поступает в угледробилку для размельчения. Далее по линии углеподачи топливо через башню пересыпки поступает в главный корпус. Вдоль фасада главного корпуса размещены трансформаторы, шины и далее ЛЭП. Также предусматривают различные мастерские, хранилища мазута и масла, бытовой корпус, гараж для автотранспорта. Вся территория обнесена забором.

2. Выбор и описание компоновки главного корпуса

Главным корпусом тепловой станции называется главное здание, внутри которого размещаются основные и связанные с ним вспомогательное оборудование.

Рассмотрим подробно компоновку главного корпуса.

В соответствии с установкой основного энергетического оборудования главный корпус делится на машинное и котельное отделения, между ними располагается промежуточное помещение. Наличие его способствует увеличению устойчивости строительных конструкций главного корпуса, включающих в себя колоны наружных (фасадных) стен машинного зала и котельного отделения.

В промежуточном отделении находятся БРОУ, деаэраторы, пылеугольные мельницы, бункеры сырого угля.

Уголь подается по транспортерам топливоподачи для приготовления в бункер сырого угля. Далее по питателям угля топливо поступает в молотковые мельницы, там измельчается и оттуда подается в топку для сжигания.

В котельном отделении находятся парогенераторы, где вода превращается в пар при тепловыделении в топке и поверхностях нагрева. Под потолком котельного зала работает кран.

Пар поступает в машинный зал по паропроводам к турбинам. Турбины располагаются поперек зала. Рядом с ними расположены площадка для ремонта и обслуживания .

Под турбинами расположены регенеративные подогреватели, насосы питательные, конденсационные, сетевые, масляные, эжекторы и конденсаторы.

Имеется главный щит управления. В машинном зале также работает кран под потолком.

Вдоль фасада машинного зала расположены трансформаторы.

Дымовые газы выходя из котлов проходят очистку в электрофильтрах, которые находятся между главным корпусом и дымовыми трубами. Тяга создается дымососами, и далее по газоходам дым направляется в дымовую трубу.

Турбины устанавлены на отдельном фундаменте, чтобы максимально гасить вибрацию.

Пожароопасные вещества ( масло, мазут) надежно изолируют и удаляют от горячих элементов. Так для масла предусмотрен аварийный слив (при случае пожара).

Газопроводы расположены вверху котельного отделения.

3. Выбор системы водоснабжения

Наиболее распространенный источник водоснабжения электростанцийреки.

В данном проекте в г. Канске, где протекает река Кан.

При применении прямоточного водоснабжения, главный корпус электростанции размещают вблизи берега реки на территории не затапливаемой во время максимального уровня воды в реке. В виду значительного колебания уровня в реке в течение года насосы охлаждающей воды как правило размещают в береговой насосной. Перед поступлением воды в насос вода проходит 2 стадии очистки от крупных предметов при помощи фильтрации. От насосной станции вода подается по магистральным трубопроводам к которым присоединены трубопроводы подающие воду к конденсаторам.

В нашем случае турбина имеет один конденсатор- значит к магистральному трубопроводу присоединен один конденсатор. После конденсатора вода поступает в сливные каналы, закрытые на территории электростанции и открытые за ее пределами. В реку вода сливается через водосброс, предохраняющий русло и берег реки от размыва. Водоприемное устройство совмещают со зданием багерной насосной.

На рисунке 5.1 изображена схема прямоточного водоснабжения.

Четыре насоса работают параллельно на общую сеть.

В зимнее время к водоприемному устройству по трубопроводу (7) подводится часть нагретой технической воды для предохранения водных окон забора от обледенения.



Рисунок 5.1 Схема прямоточного водоснабжения

1- главный корпус; 2- конденсатор; 3- береговая насосная; 4- центральный водовод; 5- циркуляционный насос; 6- водозаборный ковш;

7- трубопровод обогрева водозабора; 8- переключательный колодец;

9- закрытый отводящий канал; 10- открытый водоотводящий канал;

11- водосброс.

4. Автоматизация производственных процессов

Большую роль в современной промышленности играет автоматизация производственных процессов. Автоматизация способствует росту производительности труда и коренным образом меняет роль человека в процессе производства. Большое развитие получила автоматизация в современной энергетике, основу которой составляют крупные тепловые электрические станции.

Автоматизация механизированного производства называют управление и контроль за их действием с помощью специальных устройств от простейших автоматов до мощных компьютеров.

4.1 Регулирование температуры перегретого пара

Температура перегрева пара на выходе парогенератора относится к важнейшим параметрам, определяющим экономичность работы паровой турбины и энергоблока в целом. В соответствии с требованиями ПТЭ допустимые длительные температуры перегрева пар от номинального значения, например, для параметров пара Рпп=13Мпа и tпп=540 С, составляет в сторону увеличения плюс пять градусов по Цельсию, а в сторону уменьшения минус десять градусов по Цельсию.

Резкое снижение температуры пара может явиться следствием:

быстрого увеличения нагрузки котлоагрегата, вызывающего бурное парообразование в барабане и заброс воды в пароперегреватель;

вспенивания и бросков воды из-за неудовлетворительного качества котловой воды; нарушения плотности пароохладителей поверхностного типа.

Резкое повышение температуры пара обычно вызывается нарушением топочного режима из-за повышения избытка воздуха при наличии преимущественно конвективных ступеней пароперегревателя, перемещение в верх ядра факела, подачи в топку некондиционной пыли крупного помола, резкого снижения температуры питательной воды при аварийном отключении регенеративных подогревателей питательной воды. Причиной резкого повышения температуры пара может быть также форсировка топки для быстрого набора нагрузки, при которой возникает несоответствие в условиях теплообмена между продуктами сгорания и различными поверхностями нагрева.

Для барабанных парогенераторов наиболее распространен способ регулирования при помощи пароохладителей.

Пароохладитель можно устанавливать за пароперегревателем, в рассечку между ступенями пароперегревателя либо на стороне насыщенного пара. При установке пароохладителя на выходе из пароперегревателя обеспечивается надежное поддержание заданной температуры пара перед турбиной, но сам пароперегреватель в его выходной части остается не защищенным от высоких температур, и поэтому для регулирования температуры перегретого пара такой метод применить нельзя.

Меньшей инерционностью и большей точностью обладает регулирование температуры при установке пароохладителя в рассечку пароперегревателя. Конструктивно участок регулирования перегрева образует часть поверхности нагрева пароперегревателя, включая обогреваемые не обогреваемые трубы. От места ввода охлаждаемого агента до выходного коллектора, в котором необходимо поддерживать заданную температуру. Схема участка представлена на рисунке 6.1

К возмущающим воздействиям относятся: энтальпия пара на входе в участок (iвх), расход потребляемого пара (Dпп) и количество тепла воспринимаемого от топочных газов (Qт"). Выходной величиной участка является энтальпия на выходе из пароперегревателя (iо). Регулирующим воздействием является расхсд охлаждающего агента (Dвпр).

Динамические характеристики пароперегревателя не одинаковы по каналам возмущающих регулирующих воздействий, но обладают общим свойством- значительной инерционностью, которая присуща также термоэлектрическим термометрам (термопарам), установленным по ходу пароперегревателя и являются датчиками измерительных и регулирующих приборов. Инерционность термопар учитывается обычно при определении эксперементальных динамических характеристик пароперегревателей, так как температура перегретого пара определяется вэтом случае по э.д.с, развиваемой термопарой. Инерционность самих пароперегревателей в большой мере зависит от конструкции пароохладителя. Известно два типа пароохладителей: поверхностные и впрыскивающие.

На парогенераторах малой и средней мощности один пароохладитель, устанавливаемый перед последней ступенью конвективного пароперегревателя при оптимальном соотношении между радиационной и конвективной поверхностями нагрева обеспечивает поддержание температуры перегрева в заданных пределах . общепринятой в этом случае является схема регулирования температуры перегрева с исчезающим сигналом из промежуточной точки (смотри рисунок 6.1).

Регулятор перегрева (10) получает основной сигнал по отклонению температуры пара на выходе пароперегревателя (tпп) и дополнительный- пропорциональный производной от температуры пара в промежуточной точке непосредственно за пароохладителем dtпр/dt, упреждающий изменению температуры на выходе при изменениях энтальпии перегретого пара (iпр) исчезающий при dtпр/dt=0.

Приближение места впрыска к выходу пароперегревателя уменьшает инерционность участка и следовательно улучшает качество процессов регулирования.

В тоже время это приводит к ухудшению температурного режима металла поверхностей нагрева, расположенных до пароохладителей. Поэтому на мощных энергетических парогенераторах с развитым пароперегревателем применяю многоступенчатое регулирование, т.е. по ходу пара устанавливаются два и более впрыскивающих устройства, управляемых автоматическими регуляторами температуры. Это позволяет более точно регулировать температуру пара на выходе и одновременно защитить металл предвключенных ступеней перегревателя.

Число автоматических регуляторов температуры перегретого пара (впрысков) в настоящее время, как правило определяется количеством установленных пароохладителей, что , однако не всегда является оптимальным решением.

Правомерна постановка вопроса о выполнении части последовательных впрысков без автоматического регулирования и даже без дистанционного управления - исходя из использования их в процессе наладки агрегата для исправления неточности расчета, а также для единовременного изменения количества поступающей на этот впрыск воды при переходе к сжиганию других марок топлива или при других нарушениях режима работы.

Структурная схема автоматического регулирования температуры свежего пара одного потока барабанного котла, при наличии двух последовательных впрысков показана на рисунке 6.2.

Регулятор 1 конечного, (по ходу пара ) впрыска поступает основной импульс по температуре свежего пара на выходе из котла t св.п. и перед дифференциатором 4 импульс по скорости изменения температуры пара непосредственно за впрыском t в.п.. На регуляторы 2 остальных (промежуточных) впрысков поступает основной импульс по температуре t свежего пара в конце регулируемого участка, импульс по скорости изменения температуры пара за впрыском t вп-1 и , как правило дополнительный импульс по расходу пара, формирующий требуемую статическую зависимость температуры от нагрузки в промежуточной точке пароперегревателя. Указанная статическая настройка выполняется с целью более рационального распределения количества воды, подаваемой на каждый из впрысков. Исполнительные механизмы 6 регуляторов управляют регулирующими клапанами впрыска 1 и впрыска 2.

Проектными схемами предусматривается автоматическая коррекция задания регулятору, предшествующего выходному, осуществляемая по положению регулирующего клапана последнего. Если из-за перераспределения тепла между поверхностями нагрева или по другим причинам клапан выходного впрыска занимает одно из конечных положений (впрыск выходит из диапазона регулирования), регулятору предшествующего впрыска автоматически задается новое значение поддерживаемой им температуры. В результате такого изменения задания выходной впрыск снова вводится в диапазон регулирования. В отдельных случаях такое корректирующее воздействие подается от регулирующего органа каждого последующего впрыска к регулятору предыдущего.



5. Защита окружающей среды

5.1 Защита водоемов от загрязнения сточными водами

Тепловые электростанции оказывают существенное влияние на состояние воздушного и водного бассейнов в районе их расположения.

Главными компонентами, определяющими загрязнение атмосферы являются сернистый ангидрид SO₂ и оксиды азота NO и NO₂. Также в воздушный бассейн попадают шумы в основном от источников, расположенных на открытом воздухе. Основными компонентами загрязняющими водный бассейн являются сточные воды. К числу сточных вод, сбрасываемых ТЭЦ, относится: воды, содержащие нефтепродукты в виде примеси масла и мазута; воды после обмывки поверхностей нагрева котлоагрегатов; сбросные воды после установок химической очистки воды; сбросные воды после консервации и химических промывок теплового оборудования, а также воды, сбрасываемые с системами гидрозолоудаления.

Производство тепла и электричества в результате сжигания твердых топлив является водоемным процессом. Основная масса на ТЭЦ используется на охлаждение конденсаторов паровых турбин. Поэтому в энергетике количество воды, потребляемой на нужды охлаждения конденсаторов турбин, принимается 100 %. Все остальные потребности в воде не превышают 7 %. Стоки всех ТЭЦ содержат вредные вещества органического и минерального происхождения, многие из них обладают токсичностью. Поэтому они нуждаются в механической, физикохимической и биологической очистке. При выборе метода очистки сточных вод от определенной примеси важно знать: в каком виде примесь будет выделена, как ее можно утилизировать или обезвредить.

Все методы очистки сточных вод подразделяются на четыре группы:

1. метод непосредственного выделения примесей;

2. выделение примесей с изменением фазового состава воды или примеси;

3. превращение примесей;

4. биохимические методы.

Применение методов первой и второй группы приводит к выделению примесей из воды без изменения их химического состава. На ТЭЦ наибольшее практическое значение при очистки стоков имеют методы первой группы (отстаивание, флотация, фильтрование). Из методов второй группы наиболее часто применяются коагуляции и сорбиции, в том числе и ионный обмен. В третьей группе наиболее употребительные методы осаждения: известкование, процессы разложения и окисления веществ.

Для очистки стоков от нефтепродуктов применяют методы отстаивания, флотации и фильтрации. Специальные сооружения для такой очистки имеются на многих ТЭЦ. Для очистки нефтесодержащих стоков ВТИ и АТЭП применяли временную схему очистки, включающих два приемных резервуараусреднителя, две двухсекционные нефтеловушки, флотационную и двухступенчатую установки. Остаточное содержание нефтепродуктов в сточной воде обычно находится в пределах 0,52 мг/л.

Таблица 8.1. Эффективность различных методов очистки вод от нефтепродуктов.

Метод очистки	Концентрация нфп, мг/л
	до очистки	после очистки
Биохимическая Озонирование Нефтеловушки Напорная флотация Коагуляция сернистым алюминием Фильтрация через дробленый антрацит Фильтрация через антивированный уголь БАУ20 или ДАК	10100 2080 5100 3100 2100 320 220	210 24 3,545 225 1,520 13 0,52,0

Современное решение проблемы охраны водоемов от нефтепродуктов в энергетике осуществляется включением стоков, содержащих эту примесь, в водооборотную систему для технических нужд ТЭЦ. Оказалось что вода прошедшая возможную очистку от нефтепродуктов, вполне успешно используется для охлаждения конденсаторов турбин. Стендовые, а затем и практические испытания установили отсутствие влияния этих вод на процессы теплопередачи. Установлено, что экономическая работа конденсаторных установок может быть обеспечена даже при концентрации масла в охлаждающей воде до 30 мг/л.

На пылеугольных ТЭЦ целесообразно использование стоков, содержащих нефтепродукты, для смыва золы в ГЗУ, а при наличии мокрых золоулавливающих аппаратовдля их орошения, т.к. высокодисперсные золовые частицы сорбируют нефтепродукты из воды. При этом установлено десорбиция их с золовых частичек при длительном отстаивании пульпы практически отсутствуют. Современные проекты ТЭЦ предусматривают использование таких сточных вод в системах ГЗУ. В оборотных системах ГЗУ практикуется устройство индивидуального бассейна для осветления воды, которые играют двоякую роль: является буфером, компенсирующим неравномерность естественных потерь воды в системе, и предотвращает пресыщение осветленной воды солями (в первую очередьсульфатами) за счет выдержки ее в течение 200300 ч. Пересыщение воды минеральными солями ведет к образованию отложений на стенках трубопроводов и насосов. Эта причина даже при оборотной системе ГЗУ требует постоянного сброса из системы в водоем 3040 % общего расхода воды, что для природоохранения не может явиться удовлетворительным. В связи с этим в системах ГЗУ необходим контроль за обеспечением баланса между поступлением и потерями.

Очистка стоков от химической промывки всех видов технологического оборудования происходит в три этапа:

сброс всех отработавших растворов и обмывочных вод в усреднитель;

выведение из полученного усредненного раствора токсичных веществ неорганического характера (соли металлов, фтор соединение, гидразин, мышьяк) с последующей утилизацией полученного осадка;

разрушение органических соединений и очистка от аммонийных солей, нитритов, сульфидов.

Выделение неорганических токсичных веществ из стоков производится в баках нейтролизатора (объем каждого 500 м³) при помощи обработки воды известью и другими реагентами при соответственно подобранном значении РН.

Таблица 8.2. Сосав примесей сточных вод от химических промывок оборудования на ТЭЦ.

	Концентрация в мг/л при разных методах промывки
	1	2	3	4	5
Хлориды Сульфаты Железо Медь Цинк Фтор ОП7, ОП10 Кантакс Формальдегид Ионы аммония Нитраты Гидразин Мин. вещества Орг. вещества: по БПК по ХПК	2000 300 50 50 250 40 200 300 270 2500 400 200	300 250 30 30 200 40 5 300 270 1500 800 200	300 230 40 5 150 25 1800 1700 1200	300 300 150 30 2000	300 230 40 5 150 25 1700 1400 1100

Примечание: метод 1солянокислый; 2комплексный; 3адипиновокислотный; 4гидрозиннокислотный; 5дикарбокислотный.

Процесс нейтролизации и осаждения шлама 78часовой цикл. Осевший шлам подается в шламоотвал. Остветленная вода имеет высокое значение рН и содержит органику. После доведения рН воды до 7,58,5 эти стоки поступают на биохимическую очистку.

Очистка от органических соединений аммонийных солей, сульфидов, нитритов, общим для которых является способность к окислению до безвредных продуктов (углекислота, нитраты, сульфаты, фосфаты) за счет поглощения из воды растворенного кислорода, производится различными методами. Наиболее надежной и эффективной является биологическая очистка.

Сточная вода предочисток отводится обычно в систему ГЗУ или (при рН=9) на нейтрализацию кислотных стоков ВПУ, либо на шлакоотвал для отстаивания с возвратом осветленной воды для повторного использования при промывке механических фильтров.

Современные исследования показывают, что выделяется три основных уровня экологической защиты гидросферы от солевых загрязнении.

Первый уровеньзащита водоемов от локальных залповых солевых нагрузок. Этот уровень защиты реализуется разбавлением и рассредоточением сточных вод, хотя общее количество сбрасываемых солей в итоге остается без изменений. Для большинства водоемов защита по этому уровню может оказываться достаточной, т.к. ПДК по хлоридам и сульфатам весьма велики. Эта же задача решается при использовании минерализированных стоков для смыва золы и шлаков и транспортировке их по системам ГЗУ на золоотвалы. Эффективность этого мероприятия будет высокой при эксплуатации системы ГЗУ по оборотному циклу. В этом случае экологические проблемы могут решаться без затрат на переработку и утилизацию сточных вод. К этому же уровню защиты следует отнести возможность передачи в теплосеть не только собственных, но и в некоторых схемах водоподготовки дополнительных солей, а также рассеивания солей брызгоуносом бессточных гразирен.

Второй уровень защиты водоемов заключается в максимальном ограничении сброса дополнительных солей, осуществляется совершенствование технологии водоприготовления и внедрения технологических процессов с минимальным расходом реагентов. Это достигается использованием установок ионного обмена, электродиализа, обратного осмоса, термических методов на аппаратах, использующих воду ухудшенного качества. На этом уровне предусматривается возможность восстановления и повторного использования реагентов в схемах известкования, натрий и водородонатионирования. В этих схемах предотвращается сброс не только дополнительных слей, но и осаждаемой части собственных солей, содержащихся в воде.

Третий уровень экологической защиты предусматривает полное прекращение сброса минеральных солей (включая и собственные) в водоемы. Этот уровень реализуется в практике в строго регламентированных случаях после осуществления всех мероприятий второго уровня. Технология эта, основанная на выпаривании сточных од до образования насыщенных концентратов или сухого остатка, дорогая. Широкое применение этого способа тормозится и сложностью утилизации концентратов и сухих солей.

За последние два десятилетия в энергетике нашей страны проведена значительная работа по сокращению водопотребления за счет внедрения оборотных систем водопользования и улучшения качественного состава стоков. Реализация полностью бессточных ТЭЦ связана с решением ряда сложных технических, организационных и экономических проблем. Создание ТЭЦ, не загрязняющих природные водоемы, возможно двумя путями: глубокой очисткой всех стоков до предельно допустимых концентраций или организацией систем повторного использования стоков. Первый путь малоперспективен, поскольку требования к качеству стоков постоянно повышаются. Более перспективным является создание оборотных систем с многократным использованием воды. При этом глубокой очистки стоков уже не требуется, достаточно довести их качество до уровня, приемлемого для осуществления технологических процессов. Этот путь одновременно дает существенное сокращение водопотребления, но требует пристального контроля за качеством части стоков, которая сбрасывается в водоемы.

Размещено на Allbest.ru