Размещено на http://www.allbest.ru/

АННОТАЦИЯ

теплоэлектростанция водоподготовка контроль

Индивидуальная выпускная бакалаврская работа студента группы выполнена на тему «Разработка основ тепловой и химико-технологической части ТЭС мощностью 1500 МВт с турбинами К-500».

В работе использовались методические пособия, литературные источники, электронные таблицы, математический пакет Mathcad, графический пакет AutoCAD, Интернет.

В первой части выпускной работы произведен расчет тепловой схемы блока К-500-23,5, определены расход пара в голову турбины при заданных параметрах пара и воды, все потоки пара и воды в схеме, рассчитаны показатели тепловой экономичности блока, а также выполнен расчет высоты дымовой трубы.

Во втором разделе рассмотрены схемы ВПУ для обессоливания и умягчения воды, выполнен расчет качества воды по ступеням ВПУ, приведен расчет фильтров и выбрано оборудование схемы водоподготовки.

В третьем разделе произведена разработка мероприятий по организации кислородно-аммиачного водно-химического, а также разработана схема автоматического и ручного химического контроля качества теплоносителя.

В четвертом разделе разработана технология подготовки к сжиганию и методика контроля качества основного и резервного топлива, приведен расчет компонентов сгорания основного топлива, произведен выбор резервного топлива.

В пятом разделе разработана схема учебной лаборатории, произведен выбор оборудования и сделан расчет затрат, связанных с оснащением лабораторного помещения.

ВВЕДЕНИЕ

Энергетика принадлежит к числу бытовых отраслей, развитие которых во многом определяет развитие всего народного хозяйства, так как электрическая энергия необходима как для современного производства, так и для быта населения.

Основным источником электроэнергии являются тепловые электрические станции ТЭС на органическом топливе (твердом, жидком, газообразном), производящие около 75% электроэнергии в мире. В условиях роста требований к надёжности и безопасной работе оборудования всё большую значимость приобретают проблемы подготовки воды надлежащего качества и высокоэффективной очистки конденсата и сточных вод. При этом внедрение в отечественную практику эксплуатации мощных энергоблоков и дальнейшее изучение поведения примесей пара в турбоустановках привело к ужесточению требований качества питательной воды и, соответственно, качества турбинного конденсата и добавочной питательной воды. Эти требования должны быть реализованы на фоне повышения интенсификации работы оборудования водоочистки при сокращении объемов вредных стоков ВПУ.

Способы обработки воды для промышленных нужд развивались ранее на основе частного подхода к улучшению технологических и технико-экономических показателей самого процесса. Воздействие этих технологий на окружающую среду ранее не принималось во внимание. Назревшая, в связи с интенсивным ростом промышленных мощностей, необходимость в предотвращении загрязнения природных источников стоками ВПУ привела к многочисленным предложениям по обработке этих стоков, не затрагивающим основные технологические циклы.

Контроль качества сжигаемого топлива также является важнейшим элементом обеспечения надежности и экономичности работы электростанций. Экономия топлива на электростанциях осуществляется комплексом мероприятий, для успешной реализации которых необходимо использовать современные методы определения качества топлива на всех стадиях его подготовки и сжигания, надежно контролировать процесс горения.

Важным фактором повышения надежности, в том числе, является оптимальная организация системы подачи топлива, ведение водно-химического режима, химического контроля качества воды и топлива, водоподготовки, очистки сточных вод, а также выбор подходящего оборудования.

1. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

1.1 РАСЧЕТ РЕГЕНЕРАТИВНОЙ СХЕМЫ

В таблице 1.1 представлены исходные данные для расчета тепловой схемы паротурбинного блока с турбиной К-500-23,5.

Таблица 1.1 Исходные данные

Исходные данные	Обозначения	Размерность	Величина
Мощность турбоустановки	Nэ	МВт	500
Начальные параметры пара	P0,t0	МПа,°С	23,5/560
Параметры промперегрева	P'пп,tпп	МПа,°С	3,995/560
Конечное давление пара	Рк	МПа	0,004
Температура питательной воды	tпв	°С	275
Давление пара в деаэраторе	Рд	МПа	0,8
Тип привода питательных насосов		-	Турбопривод
Давление в конденсаторе приводной турбины	Рктп	МПа	0,0042
Внутренние относительные КПД турбины по отсекам ЧВД, ЧСД,ЧНД	з0i	-	0,85; 0,88; 0,84
Внутренний относительный КПД турбопривода ПН	з0iтп	-	0,84
Число подогревателей высокого давления	zпвд/хпвд	--	3/1,5°С
Число подогревателей низкого давления (без учёта деаэратора)	zпнд/хпнд	-	5/3,0°С в т. ч. 2 см.
Величина утечек пара и конденсата	бут	-	0,015
Величина утечек пара уплотнений	бупл	-	0,015
Величина продувки	бпр	-	-
Вид топлива	газ

На рис. 1.1 представлена принципиальная схема энергоблока с турбиной К-500.



Рисунок 1.1 - Принципиальная схема энергоблока

К - паровой котел; ПП - пароперегреватель; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦСД - цилиндр среднего давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; К - конденсатор; КН1, КН2 - конденсатные насосы первой и второй ступеней; П4, П5, П6, П7, П8 - подогреватели низкого давления; Д - деаэратор питательной воды; ПН - питательный насос; ТП - турбопривод питательного насоса; П1, П2, П3 - подогреватели высокого давления.

Свежий пар с параметрами 23,5 МПа и 560°С через группу стопорных клапанов и регулирующих клапанов поступает в ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении 3,995 МПа и температуре холодной нитки промперегрева. После промежуточного перегрева пар с параметрами Р"_пп=3,675 МПа и t_пп=560°С подводится к ЦСД, из ЦСД отводится по ресиверным трубам в ЦНД. Конечное давление пара Р_к=4 кПа.

Турбина имеет 9 регенеративных отборов пара. Конденсат турбины подогревается в 3 поверхностных и 2 смешивающих подогревателях низкого давления. Деаэратор имеет схему «на собственном отборе». После деаэратора вода питательным насосом прокачивается через три подогревателя высокого давления поверхностного типа. Питательный насос имеет турбопривод, предвключенный в третий отбор.

Потери пара и воды энергоблока б_ут=0.015 условно отнесены к потокам отборного пара.

Далее рассчитываем параметры пара в каждой точке процесса. Расчет регенеративной схемы подогрева приведен в Приложении П. А.

Результаты расчета представлены в табл. 1.2

Таблица 1.2 Результаты расчета регенеративной схемы подогрева.

Точка процесса	Элемент схемы	Пар в отборе	Пар (конденсат) в подогревателе	Вода в подогревателе
		Р, МПа	t, °С	h, кДж/кг	РП, МПа	tПS, °С	hПS, кДж/кг	hДР, кДж/кг	РВ, МПа	tВ, °С	hВ, кДж/кг	х, єС
0	-	23,5	560	3387,8	-	-	-	-	-	-	-	-
0`	-	22,33	555,78	3387,8	-	-	-	-	-	-	-	-
1	П1	6,57	366,82	3077,3	6,08	276,5	1218,5	1104,5	32	275	1205,4	1,5
2	П2	3,99	309,21	2987,4	3,68	245,38	1063,3	916,17	31,4	243,88	1060,6	1,5
ПП	-	3,68	560	3586,1	-	-	-	-	-	-	-	-
3	П3	1,89	459,71	3380,5	1,74	205,42	876,9	791,64	31,1	203,92	882,75	1,5
Д	Д	0,86	356,59	3174,8	0,8	170,41	721,02	-	0,8	170,41	721,02	-
4	П4	0,65	322,12	3107,0	0,59	158,41	668,67	591,49	1,08	155,41	655,97	3
5	П5	0,33	248,81	2964,6	0,3	133,5	561,35	483,88	1,08	130,5	549,04	3
6	П6	0,15	174,94	2825,3	0,14	108,29	454,13	376,48	1,08	105,29	442,13	3
7	П7	0,05	90,75	2663,9	0,05	82,92	334,62	-	0,8	79,92	335,22	3
8	П8	0,02	58,95	2537,3	0,02	57,38	240,19	-	0,8	54,38	228,31	3
К	Конд-р	0,004	28,96	2362,8	0,004	28,96	2362,8	-	0,004	28,96	2362,8	-

На рис. 1.2 представлен процесс работы пара в турбине.

Рисунок 1.2 - h-s диаграмма процесса расширения пара в турбине

1.2 РАСЧЕТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ

Для расчета показателей тепловой экономичности энергоблока определим расход пара и внутреннюю мощность турбины К-500. Для определения расхода пара и внутренней мощности составим таблицу 1.3.

Таблица 1.3. Энергетическое уравнение турбоустановки

Цилиндр турбины	Отсек турбины	Доля пропуска пара через отсек бj	Теплоперепад пара в отсеке Нij, кДж/кг	Внутренняя работа на 1 кг свежего пара бj* Нij, кДж/кг
ЦВД	0-1	б01=б0=1	3387,8-3077,295=310,505	310,505
	1-2	б12= б0- б1=1-0,076=0,924	3077,295-2987,365=89,93	83,095
ЦСД	пп-3	б23= б12- б2=0,916-0,082=0,842	H23i=hпп - h3= 3586,1-3380,796=205,304	172,866
	3-4	б34= б23- б3- бтп=0,8457-0,0398-0,0429=0,759	H34i=h3 - h4=3380,796-3107,028=273,768	207,872
	4-5	б45= б34- б4- бд=0,8096-0,0348-0,0144=0,71	H45i=h4 - h5=3107,028-2964,644=142,384	101,107
	5-6	б56= б45- б5=0,7316-0,038=0,672	H56i=h5 - h6=2964,644-2825,252=139,392	93,685
ЦНД	6-7	б67= б56- б6 =0,7006-0,025+0,0281=0,644	H67i=h6 - h7=2825,252-2663,928=161,324	103,893
	7-8	б78= б67- б7=0,7136-0,028=0,616	H78i=h7 - h8=2663,928-2537,34=126,588	77,978
	8-к	б8к= б78- б8=0,6736-0,0296=0,586	H8кi=h8 - hк=2537,34-2362,788=174,552	102,357
			? бj* Нij=	1253,358

Коэффициент недовыработки в отборах:

Условный расход пара на турбоустановку без отбора:

Вт

кг/с

Реальный расход пара:

кг/с

Расход питательной воды:

кг/с

Определение абсолютных расходов рабочего тела по элементам тепловой схемы:

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

кг/с

Энергетические показатели энергоблока

Полный расход теплоты на турбоустановку:

=1122,89 МВт

КПД турбоустановки по выработке электроэнергии:

Удельный расход теплоты на выработку электроэнергии:

кДж/(кВт*ч)

Тепловая нагрузка парового котла:

=1136,57 МВт

КПД транспорта теплоты:

КПД энергоблока брутто:

з_ку = 0.93 - КПД котельной установки

КПД энергоблока нетто:

собственные нужды: Э_СН=0.05%

Удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок:

кг у.т./ (кВт • ч)

Удельный расход теплоты энергоблока (нетто):

кДж/(кВт • ч)

Расход натурального топлива на энергоблок:

Q_р^н = 37,6 МДж/м³ - низшая теплота сгорания газ из газопровода «Починки - Грязовец».

кг /с

1.3 РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ

Назначением дымовых труб является рассеивание содержащихся в дымовых газах токсичных веществ с тем, чтобы их концентрация на уровне дыхания не превышала предельно допустимых концентрация (ПДК).

Расчет высоты дымовой трубы представлен в Приложении П. Б. На проектируемой станции устанавливается одна дымовая труба с высотой, равной h=120 м.

В данной части был произведен расчет тепловой схемы блока К-500-23,5 и расчет высоты дымовой трубы. Получены основные технико-экономические показатели энергоблока: КПД энергоблока брутто , КПД энергоблока нетто , удельный расход условного топлива (нетто) на энергоблок , расход натурального топлива на энергоблок кг /с

2. ПОДГОТОВКА ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ

2.1 ВЫБОР СХЕМЫ ВПУ

На данной станции для очистки воды применяется 3^Х ступенчатая обессоливающая установка с параллельным включением фильтров по схеме М - Н1 - А1 -Н2 -ДК- А2 - ФСД. Принципиальная схема водоподготовительной установки, применяемая на станции, представлена на рис.2.1.

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема ВПУ

О - осветлитель; М.Ф. - механический фильтр; Н1, Н2 - Н-катионитные фильтры 1-й и 2_й ступеней; Д - декарбонизатор; ОН1, ОН2 - ОН-анионитные фильтры 1-й и 2-й ступеней; ФСД - фильтр смешанного действия.

2.2 РАСЧЕТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СХЕМЫ ВПУ

В соответствии с нормами технологического проектирования расчетная производительность ВПУ для приготовления добавочной воды прямоточных котлов складывается из:

1) восполнение станционных потерь (3% от суммарной номинальной производительности котла)

- расход пара в голову турбины D₀ = 417,97 кг/с

- паропроизводительность котла;

D_котла = D₀ + 2% = 3,6*417,97+ 0,02*3,6*417,97= 1534,786 т/ч

2) Восполнение потерь пара на разогрев мазута, используемое как резервное топливо, для чего производительность ВПУ увеличивается на 0.15 т на каждую тонну сжигаемого мазута

- низшая теплота сгорания мазута

Расход мазута на энергоблок

В_мазута = В_мазута*3.6 = 30,63*3.6 = 110,3 т/ч

Общая производительность ВПУ:

Q_ВПУ = (D_котла*0,03 +В_мазута*0,15)*n = (1534,786*0,03 + 110,3*0,15)*3 = 187,8 т/ч

Принимаем Q_ВПУ = 190 т/ч

В схему поступает вода, предварительно очищенная в осветлителе, проходит Н-фильтр I ступени, в котором удаляются соли жесткости, частично Na⁺ и К⁺. Далее вода поступает в ОН_фильтр I ступени, где удаляются анионы сильных кислот. После чего вода проходит Н_фильтр II ступени и очищается окончательно от катионов. Следующим этапом очистки идет декарбонизатор (ДК), где удаляется СО₂ до 4 мг/дм³. Далее поток проходит вторую ступень ОН_фильтра, где удаляются анионы слабых кислот. Последней ступенью является фильтр смешанного действия (ФСД).

2.3 АНАЛИЗ ИСХОДНОЙ ВОДЫ

Источником водоснабжения является река Клязьма в городе Владимир.

Таблица 2.1 Молярные и эквивалентные массы элементов и соединений, используемые в расчетах при обработке воды.

Примесь	Концентрация
	мг/дм3	мг - экв / дм3
Ca 2+	47	2.35
Mg 2+	10.2	0.85
Na ++К+	34.7	1.51
SO4 2-	52.7	1.1
Cl -	21.7	0.61
HCO3-	158.6	2.6
Жо	-	3.2
ГДП	8	-
SiO2+SiO3	16.6	-
ОК	8.96	-

2.4 ВЫБОР МЕТОДА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОЧИСТКИ ВОДЫ

Так как Щ_исх>(2-2.5) (Щ_о=2.6 мг-экв/дм³) для очистки воды от органических примесей и удаления угольной кислоты следует применить коагуляцию совместно с известкованием. В качестве коагулянта используем сернокислое железо FeSO₄. Доза коагулянта принимается равной Дк=0.6 мг-экв/дм³. Подробный расчет и обоснование выбора представлены в Приложении П. В.

2.5 ОСВЕТЛЕНИЕ ВОДЫ ФИЛЬТРОВАНИЕМ

Фильтрование применяется для удаления из воды коллоидных и грубодисперсных примесей. Это пропуск воды через слой пористого материала, загруженного в осветлительные (механические) фильтры. Так как в схеме использована коагуляция совместно с известкованием, и на фильтры поступает вода, содержащая мельчайшие взвешенные частицы, фильтрование идет в толще фильтрующего слоя. В качестве насыпного слоя применен антрацит.

2.6 ИЗМЕНЕНИЕ КАЧЕСТВА ВОДЫ ПО СТУПЕНЯМ

Подробный расчет показателей качества воды представлен в Приложении П. В.

В таблице 2.2 приведены данные по изменению качества воды по ступеням ВПУ.

Таблица 2.2 Изменение качества воды по ступеням ВПУ

Показатели	Исходная вода	И+К	М	Н1	ОН1	Н2	Д	ОН2	ФСД
Жо, мг-экв/дм3	3.2	1.96	1.96	0.02	0.02	0	0	0	0
CNa+, мг-экв/дм3	1.51	1.51	1.51	0.1	0.1	0.01	0.01	0.01	0.005
CHCO3-, мг-экв/дм3	2.6	0.27	0.27	0	-	-	-	0	0
CCO32-, мг-экв/дм3	0	0,33	0,33	0	0	0	0	0	0
CSO42-, мг-экв/дм3	1.1	1.7	1.7	1.7	0	0	0	0	0
CCl-, мг-экв/дм3	1.01	1.01	1.01	1.01	0.03	0.03	0.03	0	0
CCO2, мг/дм3	25.71	0	0	19.13	-	19.13	4.0	0	0
СSi O32- , мг/дм3	16.6	8.3	8.3	8.3	8.3	8.3	8.3	0.05	0
С ГДП , мг /дм3	8	10	1	0	0	0	0	0	0
Ок, мг /дм3	8.96	3.58	-	-	-	-	-	-	-
pH	7	10.2	10.2	2.57	-	-	-	-	-

2.7 РАСЧЕТ ОСВЕТЛИТЕЛЬНОГО И ИОНИТНЫХ ФИЛЬТРОВ

Расчет схемы ВПУ начинают с оборудования, установленного в хвостовой части схемы (в данном случае ФСД Приложение П.В) , чтобы учесть дополнительную нагрузку на предшествующие фильтры (ступени очистки) по обработке воды, используемой на собственные нужды.

Результаты расчета приведены в таблице 2.3 [5], подробный расчет представлен в Приложении П.В.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Таблица 2.3 Результаты расчета фильтров

Показатель	Формула	А2	Н2	А1	Н1	М
Расчетная производительность, м3/ч		190,3	196,2	196,8	204,1	214
Требуемая площадь сечения фильтров, м2		7,61	4,905	9,838	10,204	21,4
Число фильтров в работе, шт		3	3	3	3	4
Площадь сечения одного фильтра, м2		3,807	2,453	4,919	5,105	7,1
Характеристика стандартного фильтра, м/ м2; м		2,6/5,3; 1,7	2,0/3,14; 1,5	2,6/5,3; 2,0	2,6/5,3; 2,0	3,4/7,1; 1,0
Действительная скорость фильтрования, м/ч		17,96	31,24	18,562	19,25	10
Тип загружаемого материала	-	АВ-17	КУ-2-8	АН-31	КУ-2-8	Антрацит
Рабочая емкость материала, г-экв/м3		100	400	800	600	1,5 кг/м3
Продолжительность фильтроцикла, ч		41,1	160	31,8	27,5	14,9
Суточное число регенераций всех фильтров, рег/сут		1,167	0,3	1,509	1,748	4,822
Удельный расход реагента, кг/м3	b	100	60	50	60	-
Расход 100%-ого реагента на одну регенерацию, кг		901	282,6	530	636	-
Суточный расход 100%-ого реагента, кг/сут		1,1*103	84,8	799,8	1,1*103	-
Удельный расход воды на взрыхление, дм3/( см2*с)	i	2,8	3	2.8	3	12
Время взрыхления фильтра, мин		20	20	20	20	20
Расход взрыхляющей воды, м3/рег		17,8	11,3	17,8	19,1	102,2
Концентрация регенерационного раствора, %		4%	3%	4%	1%	-
Расход воды на приготовление раствора, м3/рег		22,5	9,4	13,3	63,6	-
Удельный расход воды на отмывку, м3/м3		9	5	8	5	1
Расход воды на отмывку, м3/рег		81,1	23,6	84,8	53	7,1
Суммарный расход воды на регенерацию, м3/рег		121,4	44,3	115,9	135,7	109,3
Часовой расход на собственные нужды, м3/ч		5,9	0,6	7,3	9,9	22
Скорость пропуска регенерационного раствора, м/ч		5	10	5	10	-
Время пропускания регенерационного раствора, мин		51	18	30	72	-
Скорость отмывки, м/ч		5	10	5	10	8
Время отмывки, мин		183,6	45	192	60	7,5
Суммарное время регенерации, мин		254,6	83	242	152	27,5

2.8 РАСЧЕТ ОСВЕТЛИТЕЛЯ

Расчетная производительность перед МФ:

Q = Q_осв.ф. + q_сн^осв.ф. = 214 + 22 = 236 м³/ч

Производительность осветлителя перед МФ с учетом 10%-ного запаса:

Q_осв^` = 236*0,1 + 236= 259,6 м³/ч

С учетом продувки осветлителя:

Q_осв = 259,6 *0,03 + 259,6 = 267,4 м³/ч

Выбираем 2 осветлителя ВТИ производительностью 160 м³/ч.

2.9 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ СХЕМЫ ВОДОПОДГОТОВКИ

На основании технологического расчета для данной водоподготовительной установки был сделан выбор основного оборудования, представленный в таблице 2.4.

Таблица 2.4 Выбор основного оборудования

Элемент схемы ВПУ	Тип	Основные параметры	Количество Фильтров (работа+регенерация+резерв)	Тип загрузки
Фильтр смешанного действия	ФИСДВр-2,-0,6	h СЛ = 1,6 м	2+1+1	КУ-2-8 и АВ-17
Анионитный фильтр 2 ступени	ФИПа I 2,6-0,6	h СЛ = 1,7 м	2+1+1	АВ-17
Н-катионитный фильтр 2 ступени	ФИПа II 2-0,6	h СЛ = 1,5 м	2+1+1	КУ-2-8
Анионитный фильтр 1 ступени	ФИПа I 2,6-0,6	h СЛ = 2 м	2+1+1	АН-31
Н-катионитный фильтр 1 ступени	ФИПа I 2,6-0,6	h СЛ = 2 м	2+1+1	КУ-2-8
Механический фильтр	ФОВ-3,4-0,6	h СЛ = 1,0 м	3+1+1	Антрацит
Осветлитель	ВТИ	Q = 160 м3/ч	2

В данном разделе был выполнен расчет установки по подготовке добавочной воды на ТЭС. Определена производительность ВПУ Q_ВПУ=190 т/ч. Детально рассмотрена технология очистки воды, отслежено изменение показателей качества обрабатываемой воды по ступеням очистки. Также был проведен технологический расчет водоподготовительного оборудования и сделан его выбор.

3. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

3.1 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Прямоточные котлы работают как при докритических, так и сверхкритических давлениях. Эти котлы не имеют продувки, поэтому все примеси, поступающие с питательной водой или переходящие в теплоноситель в результате коррозии самого котла, либо отлагаются на его поверхностях нагрева, либо уносятся с паром в турбину. С ростом параметров и мощности энергоблока усиливается влияние водного режима на надежность и экономичность работы электростанции: увеличение единичной мощности котлов ведет к росту тепловых напряжений поверхностей нагрева. В этих условиях даже незначительные отложения на внутренней поверхности труб вызывают перегрев и разрушение металла. В связи с этим прямоточные котлы должны работать на питательной воде с минимальной концентрацией примесей, которые могут отлагаться в котле и турбине. Растворимость многих соединений на выходе из котлов высокого и сверхкритического давлений достаточно велика. Поэтому концентрация таких соединений, если их начальное содержание не выше допустимого для турбины, не достигает растворимости в котле, и они не будут в нем отлагаться. К таким соединениям относятся кремниевая кислота и хлорид натрия, которые проходят через котел транзитом. Допустимая концентрация этих соединений в питательной воде прямоточных котлов определяется только требованиями надежности работы турбины [3].

При повышении параметров пара увеличивается его растворяющая способность в отношении примесей, содержащихся в питательной воде. В результате возрастает интенсивность заноса проточной части турбин, что приводит к снижению экономичности энергоблоков и ограничению их мощности. Также одной из основных частей отложений являются продукты коррозии конструкционных материалов: оксиды железа, меди и цинка, имеющие относительно низкую растворимость, поэтому возникает задача максимально ослабить коррозию конструкционных материалов.

С учетом вышеизложенных положений разработаны нормы качества воды и пара для прямоточных котлов применительно к используемым водно-химическим режимам (табл. 3.1,3.2,3.3) [3].

3.2 НОРМЫ КАЧЕСТВА ПАРА И ВОДЫ ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЛОВ

Вследствие того, что в прямоточных котлах нет продувки, примеси, поступающие в прямоточный котел с питательной водой или образующиеся за счет коррозии, образуют отложения на теплопередающих поверхностях, либо уносятся с паром и образуют отложения в проточной части турбины, либо проходят транзитом через котел и турбину и загрязняют турбинный конденсат. Поэтому прямоточные котлы должны работать на питательной (и, соответственно, добавочной) воде очень высокого качества, т.е. с минимальным содержанием всех примесей, которые могут давать отложения в котле и турбине.

Таблица 3.1 Нормируемые показатели качества питательной воды прямоточных котлов

Общая жесткость, мкг-экв/ кг	? 0.2
Концентрация соединений натрия, мкг/ кг	? 5
Концентрация кремниевой кислоты, мкг/ кг	? 15
Концентрация соединений железа, мкг/ кг	? 10
Концентрация растворенного кислорода при кислородных режимах, мкг/ кг	100 - 400
Удельная электрическая проводимость, мкСм/ см	? 0,3
Концентрация соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/ кг	? 5
Концентрация растворенного кислорода в воде после деаэратора, мкг/ кг	? 10
рН, соответствующие режиму: гидразинно-амиачному гидразинному кислородно-амиачному нейтрально-кислородному	9,1±0,1 7,7±0,2 8,0±0,5 7,0±0,5
Концентрация гидразина, мкг/ кг: при гидрозинно-амиачном режиме при гидразином режиме при пусках и остановах	20 - 60 80 - 100 < 3000
Концентрация нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мкг/ кг	? 0,1

Таблица 3.2 Нормируемые показатели качества воды для подпитки прямоточных котлов

Общая жесткость, мкг-экв/ кг	? 0,2
Концентрация натрия, мкг-экв/ кг	? 15
Концентрация кремниевой кислоты, мкг-экв/ кг	? 20
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см	? 0,5

Таблица 3.3 Нормируемые показатели качества перегретого пара прямоточных котлов

Концентрация соединений натрия, мкг/ кг	? 5
Концентрация кремниевая кислота, мкг/ кг	? 15
Удельная электрическая проводимость, мкСм/см	? 0,3
рН	? 7,5

Существующие методы водоподготовки обеспечивают достаточно полную очистку добавочной воды прямоточных котлов от солевых загрязнений. Вывод загрязнений из пароводяного цикла прямоточных котлов осуществляется конденсатоочисткой (БОУ).

3.3 ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЛОВ

Водно-химический режим электростанции - это комплекс мероприятий по минимизации коррозионных процессов и процессов образования отложений в водопаровом тракте и основном оборудовании.

Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанции и предприятий тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбины, трубопроводах электростанции и тепловых сетей.

В настоящее время для прямоточных котлов используются следующие водно-химические режимы [3,7]:

- гидразинно-аммиачный

- окислительные (кислородно-аммиачный, нейтрально-кислородный).

1) Гидразинно-аммиачный водно-химический режим

Гидразинно-аммиачный водно-химический режим используется в двух модификациях: при рН=9,1±0,1 (слабощелочной) и при рН=9,5-9,6 (сильнощелочной). Сущность этого режима заключается в подаче в питательную воду гидразина и аммиака: гидразин вводится для удаления оставшегося в питательной воде после деаэратора кислорода, а аммиак - для достижения нормируемого значения рН с целью снижения скорости коррозии сталей.

С точки зрения протекания коррозионных процессов лучше поддерживать рН=9,5-9,6 (скорость коррозии меньше при значении рН=9,5-9,6). Но при переходе к такому значению рН потребуется большее количество реагентов и уменьшение фильтроцикла.

При применении гидразинно-аммиачного водно-химического режима возможно использование таких конструкционных материалов, как стали и латунь при рН=9,1±0,1. При рН=9,5-9,6 может использоваться только сталь, так как с увеличением концентрации аммиака резко увеличивается скорость коррозии латуни.

Недостатком этого режима является наличие большого количества отложений в котле (продукты коррозии железа) в НРЧ. В этой области самые большие тепловые потоки, которые увеличивают скорость образования отложений. Так же корректирующий реагент - гидразин обладает сильными канцерогенными свойствами.

2) Окислительные водно-химические режимы

К окислительным водно-химическим режимам относятся нейтрально-кислородный и кислородно-аммиачный. В основе этих режимов лежит создание условий, при которых на поверхности металла образуется защитная пленка, состоящая из магнетита. При окислительных режимах необходимо иметь воду высокого качества (удельная электрическая проводимость должна быть ниже 0,3 мкСм/см). Это связано с тем, что при наличии примесей кислород выступает в качестве деполяризатора и скорость коррозии возрастает.

В связи с тем, что кислород интенсифицирует коррозию латуней, при окислительных водно-химических режимах должны использоваться только стали.

Нейтрально-кислородный водно-химический режим

При этом режиме в конденсатно-питательный тракт дозируется только кислород. Дозирование только одного реагента позволяет снизить затраты на оборудование, уменьшает количество сточных вод и увеличивает продолжительность фильтроцикла БОУ.

Однако при нейтрально-кислородном водно-химическом режиме необходимо избегать попадания органических примесей в тракт котла, так как в присутствии кислорода интенсифицируется разложение органических соединений, особенно в области высоких температур, что может привести к повышению скорости коррозии. Также рН в тракте котла может опускаться ниже 7, что приводит к увеличению процессов коррозии сталей.

Кислородно-аммиачный водно-химический режим

При этом режиме в конденсат дозируется газообразный кислород. По нормам ПТЭ концентрация кислорода должна поддерживаться в пределах от 100 до 400 мкг/кг. Кислород дозируется в питательную воду после деаэратора (на всас питательного насоса) для создания на поверхности металла защитной оксидной пленки. При этом режиме необходимо поддерживать рН, равный 8,0, для чего на всас питательного насоса дозируют аммиак.

Опыт эксплуатации энергоблоков показал, что при окислительных водно-химичесих режимах количество отложений продуктов коррозии и скорость их образования снижается в 3-4 раза; уменьшается количество отложений в котле, особенно в НРЧ; снижается термическое сопротивление поверхностей нагрева; увеличиваются фильтроциклы фильтров БОУ примерно в 6 раз; в 4,5-6 раз сокращается количество сточных вод [3].

Исходя из вышеперечисленного, для проектируемой ТЭС выбираем кислородно-аммиачный водно-химический режим. Конструкционные материалы: углеродистая и нержавеющая стали.

3.4 РАСЧЕТ ДОЗЫ

Расчет дозы NH₄OH определяется концентрацией углекислоты в соответствии с реакцией:

H₂CO₃ + 2NH₄OH > (NH₄)CO₃ + H₂O

1 моль СО₂ - 2 моль NH₄OH

Аммиак необходим для нейтрализации углекислоты и создания рН=8±0.5

С_H2CO3 = 70 мкг/дм³ = 1.129*10^-6 моль/кг

Для нейтрализации углекислоты:

C_NH4OH^нейтр = 2*С_H2CO3 = 2.258*10^-6 моль/кг

Для создания рН=7.5:

С_OH^-=10^-6.5 моль/кг

C_NH4OH^рН = С_OH²/К_д = 10^-13/1.8*10^-5 = 0.556*10^-8 моль/кг

Для создания рН=8.5:

С_OH^-=10^-5.5 моль/кг

C_NH4OH^рН = С_OH²/К_д = 10^-11/1.8*10^-5 = 0.556*10^-6 моль/кг

Суммарная концентрация 100%-го аммиака:

C_NH4OH^7.5 = 2.258*10^-6 + 0.556*10^-8 = 2.264*10^-6 моль/кг

C_NH4OH^7.5=2.264*10^-6 *35=79.24 мкг/дм³

C_NH4OH ^8.5= 2.258*10^-6 + 0.56*10^-6 = 2.814*10^-6 моль/кг

C_NH4OH ^8.5=2.814*10^-6*35=98.49 мкг/дм³

Суммарная концентрация 25%-го аммиака:

C_NH4OH25%^7.5=(79.24 /25)*100=316.85 мкг/дм³

C_NH4OH25% ^8.5=(98.49 /25)*100=393.96 мкг/дм³

Расход 25% аммиака:

D_NH4OH=C_NH4OH^7.5*D_пв=316.85*10^-6*424.32=0.13445 г/с=0.534 л/ч

D_NH4OH=C_NH4OH^8,5*D_пв=393.96 *10^-6*424.32=0.16717 г/с=0.663 л/ч

Таким образом, концентрация аммиака должна иметь значение в интервале

(316.85 -393.96) мкг/дм³, с расходом (0.534 - 0.663) л/ч.

Расход кислорода рассчитывается по минимальной и максимальной его концентрации (100-400) мкг/дм³

D_O2^min=C_O2^min*D_п=100*10^-6*424.32=0.0424 г/с =0.153кг/ч

D_O2^max=C_O2^max*D_п=400*10^-6*424.32=0.1697 г/с =0.611 кг/ч

Таким образом, расход кислорода должен иметь значение в интервале

D_О2=(0.153 - 0.611) кг/ч.

Для лучшего перемешивания в конденсате и питательной воде кислород дозируется через водоструйный эжектор. Дозирование кислорода ведется через узел регулирования, включающий регулирующий клапан, ротаметр, манометр и обратный клапан. Подача кислорода регулируется по показаниям ротаметра и автоматического кислородомера, установленного на трубопроводе питательной воды перед котлом. Схема дозирования кислорода представлена на рис. 3.1.



Рисунок 3.1 - Схема дозирования кислорода

Схема дозирования аммиака представлена на рис. 3.2. Аммиак доставляется на станцию в виде 26%-го раствора. Коррекцию проводят 1-5%-м раствором NH₄OH в химически обработанную воду. Для дозирования аммиака применяются дозирующие (плунжерные) насосы.

Рисунок 3.2 - Схема дозирования раствора аммиака

3.5 ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ О ХИМИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОБЛОКА

Надежность работы оборудования зависит от множества различных факторов, в том числе особенностей тепловой схемы ТЭС, используемых в тракте конструкционных материалов, режимов работы энергетического оборудования, квалификации оперативного персонала ТЭС, используемых дозируемых реагентов, а также методов его контроля и поддержания. Организация надежного химического контроля для поддержания оптимального дозирования реагентов является одной из важнейших задач.

Решения поставленной задачи поддержания оптимального значения рН в рамках установленных норм во многом зависят от используемых средств и методов. Эффективным химический контроль можно считать в том случае, если за расчетный или ожидаемый срок службы оборудования не происходит вынужденных остановов вследствие коррозионных процессов, процессов образования накипи и отложений на поверхностях нагрева, а также не происходит снижение эффективности производства электрической энергии и не возникают потери мощности по вине нарушений. Полностью предотвратить коррозию и не допустить образование отложений не представляется возможным. Данные процессы могут быть только минимизированы.

3.6 ВЫБОР ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Объем химического контроля определяется его назначением. По назначению химический контроль может быть оперативным, исследовательским и поверочным. Объем оперативного лабораторного и автоматического химического контроля на ТЭС определяется нормативными документами, принятыми в различных странах. Химический контроль рабочей среды на разных участках пароводяного тракта характеризует физико-химическое состояние водного режима и его соответствие или размеры отклонений от действующих норм. Контролируемые показатели качества теплоносителя представлены в табл. 3.4.

Таблица 3.4 Показатели качества, определяемые при эксплуатации оборудования.

№	Пробоотборная точка	Автоматический химический контроль	Лабораторный химический контроль
		ж	О2	SiO2	Na	pH	жн	Ж	Fe
1	Обессоленная вода на выходе ХВО	+	-	+	+	-	-	-	-
2	Конденсат турбины до БОУ	+	+	-	-	-	+	+	-
3	Конденсат турбины за КН II	+	+	+	+	+	-	-	-
4	Питательная вода за деаэратором	-	+	-	-	-	-	-	-
5	Питательная вода перед котлом	+	+	+	+	+	+	+	+
6	Свежий пар перед турбиной	+	-	+	+	+	-	-	-

3.7 ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

Перечень и основные технические характеристики автоматических приборов химического контроля водных сред представлены в табл.3.5. Приборы эксплуатируются при температуре окружающего воздуха (5-50) ^ОС и относительной влажности (30-80)%.

Таблица 3.5 Приборы химического контроля водных сред

№	Измеряемый параметр	Тип прибора	Диапазон показаний	Погрешность средства измерений, %	Метод измерения
1	ж	Кондуктометр КАЦ-037	0.05 - 2000 мкСм/см	0,03	кондуктометрический
2	О2	Анализатор растворенного кислорода	0.1 - 20000 мкг/кгО2	4	амперометрический
3	SiO2	Анализатор содержания кремниевой кислоты	0.5-1000 мкг/л	5	фотоколориметрический
4	Na	Анализатор натрия	0.1-100000 мкг/дм3	10	потенциометрический
5	pH	рH-метр	0-14	0,05 рН	потенциометрический

3.8 ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВА ОТБОРА ПРОБ ВОДЫ И ПАРА И УСТРОЙСТВА ПОДГОТОВКИ ПРОБЫ

Удовлетворительная работа системы автоматического химического контроля обеспечивается только при определенных условиях её эксплуатации, а также отбора и подготовки проб анализа. Достоверность получаемой информации определяется представительностью пробы анализируемой среды. В соответствии с условиями обеспечения надежной работы прибора вводимая в него проба не должна иметь температуру более (25-35) ^ОС, а давление выше 0.14 МПа. Для этого перед приборами устанавливается система устройств подготовки пробы УПП, предназначенная для снижения давления и температуры анализируемой среды, а также для защиты приборов от повышения значений этих параметров. Принципиальная схема устройства подготовки воды для химического контроля представлена на рис.3.3 [4].

Рисунок 3.3 - Принципиальная схема устройства подготовки пробы

1 - трехходовой входной клапан; 2 - выходной клапан; 3 - запорный клапан; 4 - клапан продувки; 5 - теплообменник; 6 - фильтр; 7 - дроссель; 8 - термоотсечной клапан; 9 - индикатор расхода; 10 - индикатор температуры; 11 - регулятор давления «до себя»; 12 -регулирующий вентиль.

Устройство для отбора проб воды и пара иначе называют пробоотборным зондом, через который отбирают пробу в количестве, обеспечивающим потребность приборов, предназначенных для определения всех показателей качества, контролируемых в данной среде.

Для отбора пробы из движущегося потока однофазной среды с высокими параметрами используется однососковый зонд. Область применения такого зонда: перегретый пар, питательная вода перед котлом. Преимуществом односоского зонда является обеспечение высокой скорости пробы внутри самого зонда. Для однофазной среды низких параметров пробы используют трубчатый зонд. Область применения: основной конденсат, добавочная вода, питательная вода за деаэратором. Требования: 1) направление потока теплоносителя должно быть навстречу верхней части зонда; 2) зонд должен быть выполнен со скосом под 45°; 3) не менее ј длинны зонда должно быть расположено внутри трубы.

Анализируемая проба поступает на УПП через запорный клапан 3, последовательно проходит следующие устройства: теплообменник 5, дроссель 6, фильтр 7, термоотсечной клапан 8, индикаторы расхода и температуры 9 и 10. Далее для стабилизации расхода пробы часть потока пробы сливается в дренаж, проходя через обратный клапан 11, основной поток направляется через регулирующий вентиль 12 к анализаторам химического контроля. Выходной клапан охлаждающей воды 2 предназначен для регулирования расхода охлаждающей воды. Отсечение подачи охлаждающей воды осуществляется с помощью трехходового клапана 3, также использование клапана 3 возможно с целью проведения ремонтных работ.

Для энергоблока с турбиной К-500 и прямоточным котлом СКД был выбран аммиачно-кислородный водно-химический режим и произведен выбор необходимых конструкционных материалов. Рассчитаны расходы корректирующих реагентов: расход аммиака D_NH4OH=(0.534 - 0.663) л/ч, расход кислорода D_О2=(0.153 - 0.611) кг/ч. Разработана схема дозирования аммиака и кислорода в конденсатно-питательный тракт энергоблока и схема химического контроля теплоносителя.

4. ПОДГОТОВКА ТОПЛИВА

4.1 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСПОЛЬЗУЕМОГО ТОПЛИВА

Станция обеспечивается газом из газопровода «Починки - Грязовец». Исходный состав топлива представлен в табл. 4.1.

Таблица 4.1 Исходные состав топлива

Наименование	Значение
CH4	92,5 %
C2H6	4,4 %
C3H8	1,0 %
C4H10	0,33 %
C5H12	0,12 %
N2	1,1 %
CO2	0,3 %
H2S	0,02 %
с, кг/м3	0,7758
Qнr, МДж/м3	39,2

4.2 ПЕРЕСЧЕТ В ЭЛЕМЕНТАРНЫЙ СОСТАВ

кг/м³

%

%

%

%

%

%

W^r+ A^r+ S^r+ C ^r+ H ^r+ N ^r+ O ^r =72,554+23,225+0,036+0,271+1,734+1,161+0,883=100

Таблица 4.2Элементарный состав топлива

Наименование показателя	Значение, %
C r	72,554
H r	23,225
Sr	0,036
O r	0,271
N r	1,734
Wr	1,161
Ar	0,883

Низшая рабочая теплота сгорания топлива

кДж/кг

кДж/м³

4.3 РАБОЧИЙ РАСХОД ТОПЛИВА

Враб=Вусл/Э,

где Э - калорийный эквивалент;

Вусл - условный расход топлива.

Э= Qн ^r / Qусл,

где Qусл - теплота сгорания условного топлива, МДж/кг.

Qусл=29.3МДж/кг

Э= Qн ^r / Qусл=37,63/29,3=1,284

Вусл= N_ст bуд,

Получаем:

Враб =(N_ст•b_уд• Q_усл ) / Q^r_н

где N_ст =1500 МВт - мощность ТЭС с турбинами К-500;

bуд=0,31т/(МВтч) - удельный расход условного топлива, который определяется из тепломеханического расчёта турбины К-500.

Вусл=15000.311=465 т/ч.

Враб=Вусл/Э=465/1,284=362,15 т/ч

4.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПОДАЧИ ТОПЛИВА

Газ на электростанцию поступает от магистрального газопровода с давлением 0,7-1,3 МПа по одной линии подземного трубопровода. Газохранилище на территории электростанции не сооружают. Для снижения давления газа у форсунок парогенераторов до 0,13-0,2 МПа предусматривается его дросселирование в газорегулирующем пункте (ГРП). Дросселирование возможно в одну или в две ступени в зависимости от общего перепада давления газа. Из-за резкого шума при дросселировании газа ГРП размещают в отдельном здании на территории электростанции.

На газомазутных станциях 900 МВт можно сооружать один ГРП. Так как мощность проектируемой станции 1500 МВт, то выбираем два ГРП. В каждом ГРП предусматривается одна резервная установка, регулирующая давление газа. Прокладка всех газопроводов в пределах ГРП и до парогенераторов выполняется наземной.

Принципиальная схема газоснабжения электростанции показана на рис 4.1.

Рисунок 4.1 - Схема газоснабжения на электростанции

1-магистральная задвижка, 2-задвижка с электрическим приводом, 3-регулятор давления газа, 4-предохранительный клапан,5-автоматический регулятор расхода газа, 6-отсекающий быстродействующий клапан, 7-манометр, 8-расходомер, 9-задатчики регуляторов давления, 10-фильтр, 11-продувочная «свеча», 12-подвод газа к запальнику горелок.

Для очистки газа от механических примесей перед регулирующими клапанами имеются фильтры. Давление газа при входе в ГРП и после регулирующих клапанов контролируются манометрами. Количество газа, подаваемого в ГРП, регистрируется расходомером.

На газопроводах до и после ГРП применяют задвижки с электроприводом. Для предотвращения повышения давления за регулирующими клапанами выше допустимого устанавливают предохранительный клапан.

На случай внезапного прекращения подачи газа предусмотрена байпасная линия, которую можно включить дистанционно. Этой же линией пользуются при ремонте оборудования ГРП.

На газопроводе к каждому парогенератору имеются: запорная задвижка, шайба расходомера, регулятор расхода газа, импульсный отсекающий быстродействующий клапан, работающий автоматически в зависимости от падения давления воздуха у горелок до заданного значения, а также при остановке электродвигателя дутьевого вентилятора или дымососа. Регулятор расхода газа управляется исполнительным механизмом системы автоматики горения по двум импульсам: давлению пара в парогенераторе и перепаду давления на диафрагме паромера. Для продувки газопроводов имеются продувочные свечи с плотными запорными устройствами. Через свечи удаляют воздух перед растопкой парогенератора, а при остановках удаляют газ из отключенных участков газопровода.

Расход газа, поступающего на электростанцию, измеряется в м³/ч при нормальных условиях автоматически.

4.5 РАСЧЕТ КОМПОНЕНТОВ СГОРАНИЯ ПО ГАЗУ

Для газового топлива б=1,23

Объемный расход воздуха

м³/кг

Расчет продуктов дымовых газов

Объемный расход трехатомных газов

м³/кг

Объемный расход азота

м³/кг

Объемный расход водяных паров

м³/ м³

Объем уходящих газов

4.6 КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТОПЛИВА

Контроль качества топлива на электростанциях, как и учет его расхода, имеет особенно важное значение, так как в себестоимости вырабатываемой электрической и тепловой энергии доля затрат на топливо достигает 65 - 70 %. Основным показателем эффективности использования топлива является удельный расход его на производство энергии: чем он ниже, тем выше экономичность электростанции. Снижение удельного расхода топлива на электростанциях осуществляется комплексом мероприятий, включающих повышение параметров пара и единичной мощности энергоблоков, совершенствование тепловых схем и теплового оборудования, а также схем и методов подготовки и сжигания топлива с организацией оперативного и надежного контроля его качества.

На электростанциях осуществляют контроль топлива двух видов: входной и эксплуатационный. Цель входного контроля - определение качества топлива, поступающего на электростанцию, позволяющее правильно решать вопросы его складирования и использования. Другой важной задачей входного контроля является выявление партий топлива, качество которого не соответствует требованиям стандартов или расчетных удостоверений, представляемых предприятиями - поставщиками [1].

Эксплуатационный контроль организуют для определения количества и качества топлива, направляемого непосредственно на сжигание, и последующего определения его удельного расхода на производство электрической и тепловой энергии. Значительные объемы сжигания топлива и производства электроэнергии требуют высокой точности и надежности определения его качества, что может быть обеспечено только при правильной организации опробования топлива. Под опробованием понимают процесс, состоящий из трех операций:

отбора объединенной (первичной) пробы от партии поступившего на электростанцию топлива или его суточного (сменного) расхода;

подготовки пробы к анализу, включающей операции по ее измельчению и перемешиванию (усреднению) в случае твердого топлива и сокращению до массы 0,5 - 7 г в случае твердого или жидкого топлива;

проведения анализов полученных таким образом аналитических проб.

Для систематического контроля за качеством газа на электростанциях оборудуют газоотборные линии, удобные для отбора разовых проб и установки регистрирующих приборов.

При избыточном давлении в газопроводе выше 101,3 кПа на газоотборной линии перед точкой отбора газа должен быть установлен редуктор для снижения избыточного давления до 10,1 - 50,5 кПа.

Для непрерывного отбора газа и получения его средних проб применяют автоматические отборники, обеспечивающие отбор части газа пропорционально его расходу. Такой отбор может осуществиться непрерывно или периодически накапливанием достаточного числа порций. При непрерывном отборе средних проб технически трудно обеспечить дозировку малых количеств отбираемого газа. При периодическом накапливании порций газа в пробу пропорциональность отбора может быть достигнута двумя способами:

устанавливается необходимая постоянная частота отбора порций, а объем каждой из них автоматически изменяется пропорционально расходу;

объем порций остается все время постоянным (независимо от расхода), а частота отбора автоматически изменяется пропорционально расходу.

Проба газового топлива обычно не нуждается в предварительной подготовке. Однако при заметной запыленности пробу перед анализом необходимо очистить от пыли фильтрацией через марлевый или ватный фильтр. Также удаляют из газа пары воды при их содержании более 10 г/м³.

Контроль газового топлива на электростанциях может осуществляться лабораторными методами с периодическим отбором проб газа и их анализа и автоматически с применением регистрирующих и показывающих непрерывно действующих приборов.

Для всех электростанций обязательно определение низшей теплоты сгорания на сухое состояние Qi^d, а также плотности газа при содержании влаги более 2 г/м³. Все пересчеты Q_i^d и с^d производят на сухой газ при стандартных условиях. Вычисление средневзвешенных значений теплоты сгорания за декаду и отчетный месяц производят по лабораторным анализам разовых, среднесуточных или средних многосуточных (обычно за 3 - 5 суток) проб с учетом расхода газа за соответствующий период. Средневзвешенные значения качественных характеристик газа за декаду или месяц определяют из указанных выше величин с учетом суточных расходов газа за рассчитываемый период [1].

4.7 РЕЗЕРВНОЕ ТОПЛИВО

На проектируемой станции резервным топливом является мазут марки М-100 с теплотой сгорания Q_н^р=39,9 МДж/кг. Основные характеристики мазута показаны в табл. 4.2.

Таблица 4.2 Основные характеристики мазута марки М-100

Наименование показателя	Значение
tкип, °С	125
хкин50, мм2/с	200
tзаст, °С	27
S, %	0,39
H2O, %	0,15
Мех. прим., %	0,01
А, %	0,03
Qнр, МДж/кг	39,9

В таблице 4.3 представлен элементарный состав мазута.

Таблица 4.3 Элементарный состав мазута

Наименование показателя	Значение, %
C r	87,33
H r	11,90
Sr	0,39
O r	0,20
N r
Wr	0,15
Ar	0,03

Мазут на электростанцию доставляют железнодорожным транспортом, в цистернах большой емкости. Подогретый мазут сливается из цистерн в межрельсовые лотки и по ним направляется в приемную емкость, перед которой установлена фильтр-сетка и гидрозатвор. Подогрев осуществляться снабжением цистерн обогревательными «рубашками». Температура подогрева мазута для марки М100 составляет 60-70°С. Из приемных емкостей мазут насосами откачивается в резервуары - мазутохранилища, где постоянно поддерживается повышенная температура для сохранения текучести мазута. Подогревают его в циркуляционной системе: насосом непрерывно откачивают мазут из резервуара, прогоняют его через трубчатый теплообменник и возвращают обратно в резервуар.

Подача мазута из хранилища в котельную осуществляется насосами по магистральным трубопроводам, снабженным паровыми "спутниками" - параллельно проложенными трубами, в которые подается пар. Мазутопровод и труба-спутник покрываются общей теплоизоляцией. Перед поступлением мазута в магистральный мазутопровод он проходит через подогреватель и фильтр грубой очистки, затем фильтр тонкой очистки. Подогреватель обеспечивает поддержание оптимальной температуры, а следовательно и вязкости, фильтры задерживают примеси, способные забивать узкие каналы мазутных форсунок.