Оборудование электростанции

т/ч

м³/ч-потери на испарение. Количество воды теряемое в охладительном устройстве вследствие испарения практически равно количеству пара поступающего в КТ;

- т/ч-расход воды на водоподготовку для восполнения потерь в схемах подпитки котлов и подпитки теплосетей.

м³/ч -расход воды на охлаждение подшипников и механизмов ТЭЦ.

м³/ч - расход воды на гидрозолоудаление

м³/ч

Насосы добавочной воды устанавливаются на насосной станции в количестве трех: два рабочих и один резервный, каждый производительностью 50%.. Трубопроводы добавочной воды, как правило, следует проектировать в одну нитку. При этом на площадке ТЭЦ предусмотрена емкость запаса воды на период ликвидации аварии в системах добавочной воды или подвод воды от резервного источника.

Выбираем насосы добавочной воды типа Д -1600-90 в количестве 3 насосов, с основными характеристиками:

Подача -1600 м³/ч;

Напор - 90 м.

7. Определение часового расхода доплива энергетических и водогрейных котлов

Работа котельного агрегата планируется на угле Анадырского месторождения марки Д класса Р. Характеристика топлива:

W_р=11,5 %; А_р=22,1%; С_Р=51,5 %; Н_р=4 %;О_р=9,5 %; N_р=1%;

S_р=0,4 %;V₀=5,11 м³/кг;V_г=5,76 м³/кг (30%);А_n=4,04 %?10³кг/кДж;

Sп=5,04 %?10³кг/кДж , Wn=2,1 %?10³кг/кДж;

С удельной теплотой сгорания - 22919,3 КДж/кг

По приведенным характеристикам , виду топлива типу котла принимаем температуру уходящих газов =120?С , так как W_р<3%. [12]

Температура воздуха на входе в воздухонагреватель равна 30?С [3].

По типу выбранного котлоагрегата принимаем твердое шлакоудаление.

Температура горячего воздухоподогревателя t_г.в=400?С [4].

По t_г.в.=400?С и по виду топлива принимаем двухступенчатый воздухонагреватель - ТВП +РВП.

Экономайзер одноступенчатый.

Часовой расход топлива одним котлом определяется по формуле

, кг/ч

где Q_ка=D_пс(h_пп-h_пв), кДж/кг

h_пп=3492 кДж/кг; h_пв=1004 кДж/кг - при Р_пп=13,8МПа и t_пп=560?C

Q_ка=500·10³·(3492-1004)=1044·10⁶кДж/кг

Располагаемое тепло на 1 кг топлива

кДж/кг

Коэффициент полезного действия котлоагрегата брутто: з_ка=100-Уq (%)

Сумма потерь тепла Уq=q₂+q₃+q₄+q₅+q₆+q_вохл

По таблице ЧV и XIІI [12], принятой компоновке поверхностей нагрева и типу котлоагрегата определяется

=0,03 - присос воздуха в газоход пароперегревателя;

=0,02 - присос воздуха в газоход в/э ІІ ступени

=0,03 - присос воздуха в газоход ТВП ІІ ступени

=0,02 - присос воздуха в газоход в/э І ступени

Теплосодержание уходящих газов



так как то теплосодержание золы учитывается.

Теплосодержание золы

кДж/кг

ккал/кг=968кДж/кг

ккал/кг=812,02 кДж/кг

кДж/кг

Потери тепла с механическим недожогом q₄=1,0 % т.к. А_п<6% [12], таблица XVII.

Потери тепла с уходящими газами

Потери тепла с химическим недожогом q₃=0 [12], таблица XVII

Потери тепла от наружного охлаждения q5=0,38% [12], таблица XVII

Потери тепла с физическим теплом шлака

кДж/ч - теплосодержание шлака



КПД котлоагрегата брутто

Расход топлива котлоагрегатом

т/ч=13432г/с

Расход топлива водогрейным котлом.

т/ч

8. Выбор схемы топливного хозяйства на основном топливе и его описание

Доставка твердого топлива осуществляется по железной дороги в специальных вагонах и полувагонах. Полувагоны с углем взвешивают на железнодорожных весах. В зимнее время полувагоны с углем пропускают через размораживающее устройство в котором осуществляется прогрев стенок полувагона подогретым воздухом. Далее полувагоны заталкиваются в разгрузочные устройства - вагоноопрокидыватель 1, в котором он поворачивается вокруг продольной оси на угол около 180°; уголь сбрасывается на решетки, перекрывающие приемные бункера 2. Уголь из бункеров подается питателями на транспортер, по которому поступает в узел пересыпки; 3. отсюда уголь подается транспортерами либо на угольный склад 4; либо через дробильное отделение 5 в бункера сырого угля котельной 6; в которые может так же доставляться с угольного склада. [13]

В БСУ с транспорторов поступает дробленный уголь и питателями сырого топлива в шаровые барабаны мельницы, где происходит его размол и сушка. Для сушки топлива и транспортера пыли в мельницы подается горячий воздух после ВЗП. Регулирование температуры аэросмеси, которая за мельницей не должна превышать 70°С, осуществляется с помощью слабо нагретого воздуха после первой ступени ВЗП и холодного воздуха из помещения котельного цеха.

После мельницы пыль поступает в сепаратор, где происходит отделение крупных частиц и возврат их в мельницу для домола по течке возврата.

Из сепаратора пылевоздушная смесь поступает в циклон, где происходит отделение пыли от воздуха.

Из циклона угольная пыль по течке может поступать либо в бункер пыли, либо реверсивный пылевой шнек, предназначенный для взаимной переброски в пылевые бункеры других котлов станции.

Из бункера пыль транспортируется сушильным огентом в канал первичного воздуха горелок и далее в горелку.

1 - Бункер сырого угля;

2 - отсекающий шибер;

3 - питатель сырого угля;

4 - клапан - мигалка;

5 - шаровая барабанная мельница;

6 - сепаратор;

7 - пылепровод;

8 -горелка;

9 - паровой котел:

10 - воздухоподогреватель;

11 - дутьевой вентилятор;

12 - короб горячего воздуха;

13 - тракт вторичного воздуха;

14 - тракт первичного воздуха;

15 - взрывной клапан;

16 - возврат грубых фракций пыли;

17 - забор холодного воздуха;

18 - сырой дробильный уголь;

19 - циклон;

20 - бункер пыли;

21 - питатель пыли;

22 - смеситель;

23 - реверсивный шнек;

24 - мельничный вентилятор;

25 - сушильное устройство;

26 - линия отвода влаги.

9. Расчет и выбор тягодутьевых машин

Расчет и выбор дымососа

Для котлов производительностью 500 т/ч, а так же для котла дубль-блока устанавливаются один дымосос и один вентилятор [2]. Так как основным топливом является уголь, котел компонуется двумя дымососами и двумя вентиляторами. При установке на котел двух дымососов и двух дутьевых вентиляторов производительность каждого их них выбирается по 50 %. Характеристика дымососов и дутьевых вентиляторов выбирается с учетом запаса против расчетных величин: 10%- по производительности и 20%- по напору для дымососов и для вентиляторов по напору 15%. Указанные включают также необходимые резервы в характеристиках машин для целей регулирования нагрузки котла. При номинальной нагрузке котла дымососы должны работать при КПД не ниже 90%, а вентиляторы- не ниже 95% максимального значения [2]

Расчетная производительность ТДМ определяется по формуле:

, м3/ч, где

-коэффициент запаса по производительности и для дымососов и для вентиляторов, равен 1,1; [2]

,м3/ч - расход газов или воздуха при номинальной нагрузке котлоагрегата, где

-присос воздуха в газоходе и золоуловителях;

?б=0,1+0,04=0,14

- температура дымовых газов у дымососа, при

?C.

; нм³/кг

нм³/кг.

м³/с

м³/ч

где - при установке оборудования 300м над уровнем моря

Приведенное расчетное полное давление дымососа определяется по формуле

,кг/м²

где -- коэффициент приведения расчетного давления дымососа

кгс²/см⁴

Перепад полных давлений ?Н_n принимается аналогично подобному котлоагрегату ?Н_n=300 кгс/м²

кгс/м², где - коэффициент запаса по давлению

кгс/м²

Выбираем к установке дымосос ДН-26x2-0,62, имеющий при расчетной нагрузке максимальный КПД з_расч=84%. Подача 477·10³ м³/ч, давление 4,52 кПа. [8]

Выбор дутьевых вентиляторов

Необходимое количество воздуха

, м³/ч

; ;

м³/ч

Расчетная производительность дутьевых вениляторов

м³/ч, где в₁-коэффициент запаса, равный 1,1

м³/ч

Перепад полных давлений ?Н_р принимается

; где в₂=1,15 [2]

кгс/м²;

кгс/м2

Принимается к установке дутьевой вентилятор ВНД-24-IIу, имеющий при n=740 об/мин КПД=86%, подача=275·10³ м³/ч, давление=3,95 кПа [8]

10. Расчет выбросов тэц в атмосферу. Расчет и выбор дымовой трубы

Расчет выбросов ТЭЦ в атмосферу

Суммарный расход выбрасываемых в атмосферу твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) с дымовыми газами каждого котла-М_тв (г/с, т/год) вычисляют по формуле

, где

N-количество котлов

В- расход натурального топлива, равный 13432 г/с

А_Р- зольность топлива на рабочую массу, равная 22,1 %

- доля золы в уносе, равная 0,95

- доля частиц, улавливаемых в золоуловителях, равная 0,99

- низшая теплота сгорания топлива, равная 22919,3 кДж/кг

q₄- потери от механического недожога, равная 1,0%

Г_ун- содержание горючих в золе износа, равное 4%

гр/с

Количество летучей золы - М₃, входящей в суммарное количество твердых частиц, уносимых в атмосферу

гр/с

Количество твердых частиц - М_с.ч в топке в результате механического недожога топлива и выбрасываемых в атмосферу коксовых остатков или в виде сажи рассчитываем по формуле:

гр/с

Определение расхода выбросов диоксидов серы

Количество выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами диоксидов серы SO₂ и SO₃ в пересчете на SO₂ вычисляют по формуле

,

где

S_р - содержание в топливе, равное 0,4%

- доля оксидов серы, равная 0,02

- доля оксидов серы, улавливаемых в золоуловителе попутно с твердыми частицами, равное 0

гр/с

Расчет выбросов оксидов азота

Выброс оксидов азота ведут в пересчете на NO₂. Секундный выброс определяется по формуле:

,

где

К -коэффициент, характеризующий выход оксидов азота

, где D_Ф=491,6 т/ч,D_н=500 т/ч

кг/т.у.т.

Q_н=1,5 %

- коэффициент, учитывающий влияние содержания азота в топливе на выход оксидов азота, равный1,5

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок, равный 0,85

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления, равный 1

Е₁- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов, равный 0

- степень рециркуляции дымовых газов, равная 0

Е₂- коэффициент, характеризующий снижение выброса оксидов азота, равный 1

гp/с

Расчет и выбор дымовой трубы

Высота трубы

Принимаем для расчета две трубы высотой 150м с диаметром в устье 7,2м. Секундный выброс газов

м³/с

Скорость газов через трубы

м/с

Принимаем

m = 1 [11]

F = 1 [11]

A = 160 [11]

Определяем параметры и

- разность температур уходящих газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень

Т.к , то принимаем n = 1 [11]

Принимаем одноствольную трубу Р_П = 1

Принимаем к установке две трубы высотой 160м с диаметром в устье 7,2м.

11. Перечень средств автопатизации и технических защит блока

Аварийный останов блока производиться при:

1.Останове котла

2.Недопустимом увеличении числа оборотов паротурбинного агрегата

3.Осевом сдвиге ротора турбины

4. Аварийном отключении генератора блока

5. Отключении питательных насосов

6. Аварийном снижении давления масла на смазку турбины

7. Падении вакуума в конденсаторе

8.Исчезновении напряжения на шинах собственных нужд

9.Остановевсех МНУ.

10. Понижении уровня в демпферном баке.

11. Недопустимом повышении величины вибрации подшипников турбины.

Авторегуляторы барабанного котла

Регуляторы питания котла:

-штатный

-пусковой

Регуляторы температуры свежего пара:

-штатный

-пусковой

Регуляторы общего воздуха

Регулятор разряжения в токе

Регулятор непрерывной продувки

Регулятор топлива (при работе на пыли)

Регулятор уровня в барабане

Регулятор давления свежего пара

Авторегуляторы пылесистемы с прямым вдуванием

-регулятор температуры аэросмеси на выходе из мельницы

-регулятор загрузки мельницы

Перечень защит, производящих останов барабанного котла или случаи, когда котел должен быть остановлен персоналом:

-изменение уровня воды в барабане ±150 мм

-выхода из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане

-быстрого снижения уровня несмотря на усиленное питание котла

Повышение давления в барабане и на разборной камере выше установленного предела.

Выхода из строя 50% предохранительных клапанов

Разрывы труб пароводяного тракта или обнаружение трещин, вспучин в основных элементах котла

Пагасание факела в топке

Отключение всех ДВ и ДС

Взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогрева до красна несущих балок каркаса или колон котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию.

Пожара, угрожающего персоналу или цепям дистанционного управления, входящих в схему защит котла

Исчезновение напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контрольно- измерительных приборах.

12. Пуск блока из неостывшего состояния

В этом случае пуск котлоагрегата осуществляется совместно с пуском турбины. Под пуском (растопкой) котла обычно подразумевается начальный период повышения параметров пара до необходимых для пуска турбины. Дальнейший пуск энергоблока производиться при скользящих (повышающихся в процессе пуска до начальных) параметров пара. Такой метод позволяет сократить общую длительность пуска блока и пусковые потери топлива и энергии, а также обеспечивает наиболее благоприятные условия прогрева турбины, котла и паропроводов.

Особенности пуска блока из горячего состояния обусловлено достаточно высокими исходными температурами паропусковых частей ЦВД и ЦСД турбины (около 460 ? С, после простоя 6-10 ч.) и наличием существенного начального избыточного давления пара в котле. По условиям надежности пуска турбины необходимо производить при температуре свежего пара, близкой к номинальной, и наименьшем возможном давлении.

Первое требование может быть обеспечено при значительном расходе топлива в процессе растопки котла, второе полное открытие продувки пароперегревателя. Однако во избежание попадания образовавшейся в пароперегревателе во время простоя блока влаги горячие коллекторы и паропроводы растопку котла начинают при полностью открытой продувке пароперегревателя. Начальный расход топлива поэтому устанавливается уз условий надежности работы конвективной части пароперегревателя в безрасходном режиме и составляет около 15% от номинального, при этом осуществляется также непрерывное дренирование радиационной ступени пароперегревателя. Когда температура дымовых газов станет равной температуре начального участка паропровода свежего пара (но не больше 450 ? С), продувку открывают (другие сбросы пара прекращают) и увеличивают расход топлива с начала до 20 % от номинального, а затем продолжают увеличивать его исходя из допустимой скорости прогрева паропровода свежего пара. Во избежание повышения давления свежего пара перед пуском турбины, временно снижают расход топлива. Нагружение турбины до мощности, соответствующей полному открытию регулирующих клапанов при достигнутом перед пуском постоянном давлении, осуществляется плавно и довольно быстро. Дальнейшее нагружение до номинальной мощности производиться при скользящем давлении пара в соответствии с графиком- заданием. Температура пара регулируется с помощью тех же средств, что и при пуске из неостывшего состояния:

В начале пусковыми средствами регулирования, а при нагрузке котла 35% номинальной и более- постоянными (штатными). После перехода на впрыске собственного конденсата пусковые впрыски либо отключаются, либо используются для более тонкой подрегулировки температуры пара. При этом скорость повышения температуры свежего пара перед не должна превышать 1 ?С в минуту и зависит от температуры паровпуска ЦВД перед пуском. После достижения заданной конечной мощности блока и необходимой выдержке температуру пара пара постепенно повышают до номинальной. При нагрузке блока около 30% номинальной начинают перевод пылеугольного котла на сжигание твердого топлива и постепенно уменьшают расход растопочного топлива.

13. Выбор схемы водоподготовки станции

Выбор схемы водоподготовки добавочной воды производится в зависимости от качества исходной воды.

Как правило для всех электростанций высокого давления восполнение потерь рабочего тела производится химически обессоленной водой. Для восполнения потерь станции вода берется из Анадырского водохранилища.

Химическое обессоливание происходит в две ступени.

Предварительно подогретая примерно до 30^оС сырая вода насосами сырой воды подается на осветлитель, откуда направляется в бак коагулированной воды. В бак коагулированной воды подается коагулянт (известковое молочко) для удаления железа и взвешенных веществ. После бака коагулированной воды, вода направляется на механические фильтры, для удаления механических примесей.

После механических фильтров вода направляется в накопительные баки, для получения необходимого запаса и резерва воды. Далее насосами вода подается на катионитовые фильтры первой и второй ступеней и анионитовые первой ступени для поглощения солей жесткости. Далее пройдя декарбонизатор и освободившись от СО₂ вода поступает в бак частично обессоленной воды, из которого насосами подается через анионитовые фильтры второй ступени в баки запаса химически обессоленной воды станции.

Так же в схеме предусмотрена линия на подпитку теплосети. После механических фильтров вода пройдя Na-катионитовый фильтр и декарбонизатор, собирается в баке очищенной воды. Далее насосами вода подается на вакуумные деаэраторы подпитки теплосети.



14. Мероприятия по технике безопасности и пожарной профилактике

Запрещается эксплуатация телообменных аппаратов после истечения срока очередного освидетельствования или выявления дефектов, угрожающих нарушением надежной и безопасной работы, при отсутствии и неисправности элементов их защит и регуляторов уровня.

Запрещается во время работы испарительной установки проведение ее ремонта или работ, связанных с ликвидацией неплотностей соединений отдельных элементов установки, находящихся под давлением за исключением случаев подтяжки болтов фланцевых соединений при избыточном давлении не выше 5 кг/см2 при опробовании и прогреве трубопроводов пара и воды после ремонта. Ремонт ДП должен производиться по наряду- допуску. Перед допуском к работе внутри ДП должен быть взят анализ на отсутствие взрывоопасных и вредных примесей, достаточно кислорода. Работы в ИСВ при температуре выше 33?С, а также при уровне воды выше 200 мм и температуре выше 45?С не допускается.

На каждом рабочем месте должны быть производственные ,должностные инструкции и инструкции по охране труда, в объеме обязательном для данной должности.

Запрещается опираться и становиться на барьеры площадок, ходить по трубопроводам, а также по конструкциям и перекрытиям, не предназначенным для прохода по ним.

Запрещается пуск и кратковременная работа механизмов или устройств при отсутствии или неисправном состоянии ограждающих устройств.

Запрещается производить уборку вблизи механизмов без предохранительных ограждений или с плохо закрепленными ограждениями. При обтирке наружной поверхности работающих механизмов запрещается наматывать на руку или пальцы обтирочный материал.

Запрещается эксплуатировать неисправное оборудование, а также оборудование с неисправными или отключенными устройствами аварийного отключения.

Места, опасные для прохода или нахождения в них людей, должны ограждаться канатами или переносными щитами с укрепленными на них знаками безопасности.

Весь производственный персонал эл. станции должен быть практически обучен приемам освобождения попавшего под напряжение от действия эл. тока и подачи ему первой помощи, а также приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим при других несчастных случаях.

Территория цеха должна содержаться в чистоте и систематически очищаться от отходов производства. Проезды к зданиям и пожарным водоисточникам, а также подступы к пожарному инвентарю и оборудованию должны быть всегда свободными.

Персонал цеха должен хорошо знать местонахождение первичных средств пожаротушения: огнетушителей пенных, углекислотных, порошковых, ящиков с песком, разводки тех.воды и уметь ими пользоваться при пожаре.

Источником противопожарного водоснабжения снаружи цеха является трубопровод с гидрантами

Запрещается производить в одном и том же помещении в радиусе 20 метров одновременно огнеопасные работы и работы по нанесению антикоррозионных покрытий.

Замерзшие трубопроводы запрещается отогревать с применением открытого огня.

Курение только в специально отведенных местах.

Начальник смены, являясь старшим в смене, несет полную ответственность за соблюдение противопожарной безопасности в цехе, а в случае возникновения пожара должен принять меры к его ликвидации. Начальник смены цеха должен обеспечить личную проверку мест проведения огневых работ в течение 3-5 часов после их окончания.

Каждый рабочий обязан четко знать и строго выполнять установленные правила пожарной безопасности, не допускать действия, которые могут привести к пожару или загоранию.

15. Мероприятия по охране окружающей среды на проектируемой ТЭЦ

Выбросы NО_х представляют собой серьезную проблему загрязнения атмосферного воздуха. Современные технологии сжигания топлива позволяют значительно снизить образование NО_х, но его уровень часто еще превышает допустимый.

В течение последних 15 - 20 лет технические службы в тесном сотрудничестве с ведущими научно - исследовательскими институтами и конструкторскими организациями уделяли большое внимание повышению экологических характеристик установленного котельного оборудования. Были разработаны и внедрены различные схемы рециркуляции дымовых газов в топочную камеру, методы ступенчатого сжигания топлива, сжигания топлива с добавочной влагой. Проделана большая работа по усовершенствованию горелочных устройств, а также разработаны новые конструкции горелок для котлов различной паропроизводительности. На Северной ТЭЦ Мосэнерго внедрена технология 1) NОх каталитической очистки дымовых газов от оксидов азота.

В настоящее время рециркуляция газов, как средство эффективного подавления оксидов азота, внедрена на значительной части энергетических и водогрейных котлов сжигающих газ и мазут.

Результаты испытаний различных схем ввода рециркуляции дымовых газов показали, что наибольший эффект по снижению выбросов Издает ввод дымовых газов рециркуляции через центральные каналы горелок. Однако широкого распространения этот способ не нашел, так как в некоторых случаях возникают проблемы с обеспечением стабильного воспламенения факела, особенно при переходе на сжигание мазута. В вязи с этим чаще всего применяется ввод дымовых газов рециркуляции в смеси с дутьевым воздухом, а также по среднему или периферийному каналам горелок. Было установлено, что рециркуляция дымовых газов при правильно выбранной схеме и способе ввода газов рециркуляции является одним из самых эффективных методов подавления образования оксидов азота при сжигании природного газа и мазута.

В исследованиях МЭИ, ВТИ показано, что в режимах сжигания топлив с рециркуляцией дымовых газов или при ступенчатом сжигании, а особенно, при сочетании этих методов существует реальная опасность повышенного образования бензапирена и других особо опасных веществ (наиболее характерно при сжигании мазута), резко снижающих технические и экологические характеристики котла. Хорошим средством предотвращения повышенного образования этих особо опасных веществ является небольшой (на уровне 2-5% от расхода топлива) ввод добавочной влаги и зону горения. По этому наиболее оптимальным режимом сжигания природного газа и мазута является режим, сочетающий рециркуляцию дымовых газов, ступенчатое сжигание и ввод добавочной влаги в зону горения.

Достижения норм по выбросам оксидов азота режимными методами сопровождается дополнительными потерями тепла и затратами на собственные нужды котла. Но это в настоящее время наиболее оптимальный путь решения проблемы снижения выбросов NОх для действующих ТЭЦ.

В большом комплексе режимных методов с целью снижения выбросов оксида азота, значительное место занимают различные варианты стадийного - ступенчатого сжигания. Принцип ступенчатого сжигания топлива заключается в условном разделении факела на две и более ступени, причем в первой высокотемпературной ступени сжигание осуществляется с коэффициентом избытка воздуха меньшим 1, а в последующих ступенях осуществляется дожигание продуктов недожога с относительно большими избытками воздуха, но при сравнительно низких температурах. В результате генерации оксидов азота на первой ступени тормозится из-за недостатка кислорода, а на последующих из-за относительно низкого уровня температур. Кроме того, образовавшиеся на первой стадии горения продукты неполного сгорания создаю зону с восстановительной средой, где могут восстанавливать образовавшийся оксид МО до молекулярного азота Ме. Все эти процессы определяют достаточно высокую (до 50%) эффективность ступенчатого сжигания как метода подавления образования оксидов азота. На энергетических и водогрейных котлах в большинстве случаев применяются различные варианты двухступенчатого сжигания. Режим ступенчатого сжигания может быть организован при равномерном распределении топлива по ярусам горелок и подачи части воздуха через сопло вторичного дутья или при изменении подачи центрального или периферийного газа на верхний ярус горелок в сочетании с подачей вторичного воздуха.

Наряду с рассмотренными выше режимными методами значительное место принадлежит реконструкции горелочных устройств. Здесь имеется в виду большой объем работ, выполненный по замене горелок первоначального заводского исполнения на горелки с пониженным выходом оксидов азота, по реконструкции и усовершенствованию существующих горелок котлов, по внедрению наиболее совершенных схем аэродинамики топочных устройств и другие.

На строящейся Северной ТЭЦ Мосэнерго для снижения выбросов оксидов азота впервые в нашей стране на всех энергетических котлах предусмотрена установка каталитического реактора для восстановления NOх с помощью аммиака до молекулярного азота. Для очистки от оксидов азота используется катализатор датской фирмы Хальдор Топсе. Первая установка по каталитической очистки дымовых газов от NOх была введена в эксплуатацию в апреле 1997 года на котле ТГМЕ-464. Как показали проведенные испытания, установка обеспечивает гарантированную в соответствии с договором поставки степень очистки дымовых газов, равную 67 %, при двух слоях катализатора в реакторе. Сочетание каталитической очистки дымовых газов с другими мероприятиями позволяет обеспечить концентрацию оксидов азота в дымовых газах около 30 мг/кг. Эффективность работы каталитического реактора должна быть проверена в условиях длительной эксплуатации. Следует отметить, что капитальные и эксплуатационные затраты на каталитическую очистку дымовых газов на несколько порядков превышают затраты на режимные мероприятия по подавлению оксидов азота.

16. Специальная часть проекта

Деаэрационная установка

Содержание кислорода в деаэрационной воде допускается не выше 10 мкг-кг, а свободная углекислота должна отсутствовать. Кроме того, в схеме регенерации блока деаэратора являются смешивающие подогреватели. Процесс деаэрации питательной воды заключается в нагреве питательной воды газов в атмосферу.

В комплект деаэрационной установки входят:

- одна деаэрационная колонка типа ДП - 500, производительность 500 м?/час

- один блок деаэрированной воды емкостью по 65 м?;

- предохранительные клапаны по восемь в каждом баке и два на трубопроводе греющего пара ( до и после регулирующего клапана).

Предохранительные клапаны настроены на срабатывание:

- на аккумуляторных баках и на трубопроводе греющего пара ( после регулирующего клапана) - при 6,9 ати;

- на коллекторе греющего пара -19 ати.

По воде и пару оба деаэратора соединены уравнительными линиями и должны рассматриваться, как один агрегат.

Деаэрационная колонка имеет два слоя насадок, которые служат для увеличения поверхности соприкосновения между греющим паром и нагреваемой водой. Высота верхнего слоя насадки 350мм, нижнего - 150 мм. Насадка выполнена из пластины омегообразной формы, изготовленных из нержавеющей стали.

К деаэрационным колонкам подводятся следующие потоки: основной конденсат после ПНД - 4, греющий пар от уплотнений турбоагрегата, греющий пар от коллектора деаэратора.

Непосредственно в деаэраторный бак заведены трубопроводы рециркуляции питательных насосов, линия сброса клапанов постоянного расхода впрыскивающих устройств, конденсата греющего пара ПВД.

Греющий пар через распределительный короб поступает в нижнюю часть деаэрационной колонки и через насадку поднимается вверх. Основной конденсат поступает на дырчатый лист, расположенный в верхней части колонки и просачивается в низ через насадку, соприкасается с греющим паром, и нагреваются до температуры насыщения. При этом происходит выделение растворенных в основном конденсате газов, которые вместе с частью пара отводятся из колонки в атмосферу через линию выпара.

Деаэрированный конденсат и конденсат греющего пара стекает в деаэраторный бак.

В качестве основного источника греющего пара используется пар III отбора турбины с параметрами:

давление - 16,2 ата,

- температура - 456? (при номинальной нагрузке). Питание деаэраторов пара снабжено блокировкой, позволяющей автоматически осуществлять подачу пара до 8 гк/см?. При растопке котла в качестве греющего пара также используется выпар из растопочного расширителя 20а.

Питание деаэратора паром и водой регулируется автоматически. Система автоматического регулирования состоит из следующих регуляторов:

- регулятор давления греющего пара;

- регулятор уровня воды;

- регулятор перелива.

Регулирующими клапанами, установленными на паропроводе греющего пара и из линии добавки химобессоленной воды конденсата, на которые оказывает воздействие регуляторы давления и уровня, можно управлять дистанционно с БЩУ.

Регулятор давления служит для поддержания в деаэраторе давления в пределах от 0,2/6,0 ати. Нужное давление устанавливается за датчиком. Регулятор получает импульс по давлению в деаэраторе и воздействует на регулирующий клапан на паропроводе греющего пара.

Регулятор уровня в деаэраторах служит для поддержания в деаэраторных баках нормального уровня.

Регулятор получает импульс по уровню в баке и воздействует на регулирующий клапан на линии добавки обессоленой воды в конденсатор.

Регулятор перелива предназначен для сброса излишка воды из бака при его переполнении. Регулятор перелива при повышении уровня воды до установки срабатывания уровнемера воздействует на задвижку, установленную на линии перелива. При восстановлении уровня задвижки закрываются.

Деаэраторы оснащены следующими контрольно-измерительными приборами:

- манометр - для измерения давления в колонке;

- манометр - для измерения давления пара перед регулирующим клапаном;

- сниженный указатель уровня на БЩУ и водомерные стекла на баке;

- термометр для измерения температуры воды.

ПОДГОТОВКА ДЛЯ ИЗМЕРЕНИЯ ДЕАЭРАТОРНОЙ УСТАНОВКИ К ПУСКУ.

Пред пуском деаэрационной установки необходимо убедиться, что:

- монтажные и ремонтные работы в деаэраторе закончены, наряды закрыты;

- временные заглушки из трубопровода удалены;

- люки на баках - аккумуляторах закрыты, а болты на фланцах и арматуре затянуты;

- водоуказательные стекла и их ограждения находятся в исправном состоянии, очищены от грязи, краники находятся в рабочем положении;

- освещение находится в исправном состоянии;

- предохранительные клапаны не имеют заеданий, настроены, грузы на рычагах надежно закреплены и опломбированы;

- контрольно - измерительные приборы подключены и находятся в исправном состоянии.

2. Необходимо проверить неисправность блокировки перелива и включить в работу.

3. Убедиться в закрытии следующей арматуры;

- задвижки на линии опорожнения деаэраторов;

- задвижки на трубопроводе сброса дренажа ПВД в деаэратор;

- задвижек на линии подачи основного конденсата в деаэратор;

- задвижки на линии подачи пара из коллектора 13 ата;

- задвижки на линии подачи пара из растопленного растопителя 20 ата;

- задвижки на линии подачи пара от третьего отбора;

- регулирующий клапан на линии подвода греющего пара к деаэраторам;

- задвижки на линиях подачи пара из деаэратора в коллектор уплотнений турбины;

- задвижки на линиях отсосов пара от коллектора уплотнений турбоустановки;

- задвижки на линии выпара деаэратора на основные эжекторы турбоагрегата;

- задвижки на линии сброса от клапанов постоянного расхода выпрыскивающих устройств;

4. Открыть винтили на линии выпара деаэратора в атмосферу: Прогреть паропровод подачи пара к деаэратору от постороннего источника и полностью открыть задвижку. Перед заполнением баков аккумуляторов, проверить наличие воды БЗК.

ПУСК ДЕАЭРАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ.

5.Включить конденсатный насос на циркуляцию начать заполнение баков аккумуляторов деаэратора, приоткрыв задвижку на линии основного конденсата.

6. Заполнить баки аккумулятора до среднего уровня и начать прогрев воды, для чего:

- приоткрывая регулирующий клапан подать пар в деаэрационные колонки, установить в деаэраторе давление 0,2/0,5 ати;

- открыть задвижку на линии рециркуляции бустерных насосов на деаэратор;

- включить бустерный насос на рециркуляцию в деаэратор и, прокачивая воду прогревать ее до температуры насыщения, соответствующей давлению в деаэраторе;

7. Поднять уровень воды в деаэраторе до нормального. Проверить работу регулятора перелива при повышении уровня в баке аккумуляторе.

8. Во время заполнения и промывки водой тщательно следить за уровнем воды в баках аккумуляторах и за давлением в деаэраторе, выдерживая его в пределах 0,2?0,5 ати.

9. Убедиться, что температура питательной воды на выходе из деаэратора равна температуре насыщения, соответствующей давлению в деаэраторе.

10. После растопки котла и включении в работу расширителя 20 ата подать выпар из него на деаэратор, для чего открыть задвижку ( выпар РР - на Д - 7ата ) одновременно прикрывая пар от коллектора 13 ата.

11. После выхода котла на прямоточный режим, закрыть задвижку на линии выпара из расширителя 20 ата в деаэратор.

Пар на деаэратор подается из коллектора 13 ата.

12. После достижения в 3 отборе турбины давление 8-10 ати, перевести деаэратор на питание паром от отбора, для чего:

- прогреть и сдренировать паропровод 3 отбора от турбины к деаэратору.

- открыть полностью задвижку на трубопроводе отбора от турбины в деаэратор;

- закрыть задвижку в паропроводе из коллектора 13 ата;

13. После перевода деаэратора на питание паром 3 отбора установить в деаэраторе номинальное давление.

14. После достижения в деаэраторных колонках давления 7 ата включить в работу регулятор давления и регулятор уровня в деаэратор и убедиться в их нормальной работе.

15. После достижения в головке деаэратора номинально устойчивого давления, перевести питание основных эжекторов турбины от выпара с деаэратора и уплотнения турбины от паровой, уравнительной линии деаэраторов, для чего после дренирования и прогрева трубопроводов открыть задвижку на линия от деаэратора к эжекторам и уплотнения турбины.

16.По мере нагружения турбины и роста давления в паровой части подогревателя высокого давления переключить сброс дренажей из ПВД на деаэратор. При понижении нагрузки сброс дренажа из ПВД производится либо раздельно: ПВД -7 на к - р, ПВД - 8,9 на деаэратор, либо полностью переводится на конденсатор.

17. Пуск деаэраторной установки при заполненных баках аккумулятора производится согласно, пунктов 8/16 настоящего раздела.

ОБСЛУЖИВАНИЕ ДЕАЭРАТОРНОЙ УСТАНОВКИ.

1. Необходимо следить за давлением и температурой в баках аккумуляторах. В нормальных условиях давление в деаэраторе поддерживается регулятором давления в пределах 7 ± 0,1 ата. Давление 7 ата соответствует температуре насыщения 164°С. При длительно установившемся режиме работы деаэратора, действительное снижение температуры деаэрированной воды по отношению к температуре насыщения свидетельствует о нарушении содержании удаляемых газов в воде после деаэрационной колонки.

2. Давление в деаэраторе следует поддерживать постоянно. При снижении этого давления ниже указанной величины необходимо произвести переключение питания пара деаэраторов от коллектора 13 ата, для чего:

- открыть задвижку на паровой коллектор деаэратора от коллектора 13 ата.

- закрыть задвижку на паропроводе из 3 отбора турбины;

3. При необходимости понижения давления в деаэраторах производить со скоростью не более 0,1 ат/мин., во избежания запариваний бустерных насосов.

4. Не реже двух рас в смену сверять в аккумуляторных баках по равномерным стеклам и делать об этом запись в суточной ведомости машиниста блока.

5. В случае снижения уровня в деаэраторах необходимо:

- проверить не произошло ли ошибочного открытия задвижки на линиях слива воды с деаэратора;

- проверить работу регулятора уровня;

- увеличить подачу хим. обессоленной воды из баков запасов конденсата в конденсатор;

6. Минимальный нагрев воды в колонки должен быть не ниже 165±10 ?С по условиям вентиляции деаэрационной колонки.

7. Не режи 2-х раз в смену производить отбор проб питательной воды из бака для определения содержания в ней кислорода. Допустимое содержание кислорода в питательной воде 10 мкг/см. При повышении содержания кислорода в питательной воде более 10 мкг/см увеличить выпар из деаэратора (для бл. 1:4).

8. Расход выпара пара должен составлять 1,5 - 2,0 кг - т деаэрируемой воды.

9. Один раз в смену производить продувку водоуказательных стекол деаэратора, следить за их чистотой.

10. Периодически определять содержание углекислоты в питательной воде. Свободная углекислота должна отсутствовать.

11. Следить, чтобы не было пропуска воды через сливную задвижку, проверять на ощупь температуру сливных трубопроводов после сливной задвижки.

12. Не допускать вибрации и перегрузки деаэраторов их переполнения и работы на перелив.

13. Не реже одного раза в десять дней, производить расхаживание всех задвижек и вентилей.

14. Следить за работой КИП.

15. Производить опробование предохранительных устройств согласно графика.

ПРОТИВОАВАРИЙНЫЕ УКАЗАНИЯ.

1.При работе деаэратора возможны следующие неполадки:

- понижение или повышение уровня в баках аккумуляторах;

- понижение или повышение давления в деаэраторе;

- гидравлические удары в деаэрационных колонках и трубопроводах.

- ухудшение деаэрации.

2. При понижении уровня в баке - аккумуляторе необходимо:

- проверить показания сниженного уровнемера с уровнем в баках по водомерным стеклам4

- проверить работу регулятора уровня и в случае необходимости перейти на дистанционное или ручное регулирование уровня;

- проверить уровень в конденсаторе и в случае переполнения конденсатора проверить работу конденсатных насосов;

-убедиться в наличие давления в линии подачи химобессоленой воды в конденсатор, в случае необходимости подать резервный конденсат из бака запаса конденсата;

- проверить плотное закрытие задвижки, на линии опорожнения деаэраторов (проверить на ощупь температуру трупопроводов опорожнения после задвижки).

3. При повышении уровня в баке - аккумуляторе необходимо:

- сверить показания сниженного уровнемера с уровнем в баках по водомерным стеклам;

- проверить работу регуляторов уровня и в случае необходимости перейти на дистанционное или ручное регулирование уровня;

- проверить работу регулятора перелива и, если понадобиться открыть задвижку на линии опорожнения.

4. При повышении давления в деаэраторах необходимо:

- проверить работу регулятора давления и, в случае необходимости перейти на дистанционное или ручное управление регулирующих клапаном на линии греющего пара;

- при необходимости, прикрыть задвижку на линии подвода греющего пара.

5. При понижении давления в деаэраторах необходимо:

- проверить работу регулятора давления в случае необходимости перейти на дистанционное управление регулирующим клапаном РКД на линии греющего пара;

- перейти на питание деаэраторов паром от резервного источника;

- убедиться в отсутствии утечек пара деаэраторов из-за подрыва предохранительных клапанов;

- при резком увеличении поступления в деаэраторную колонку большого количества греющего пара, а увеличение холодной воды - производить постепенно;

- в случае невозможности удержания давления в деаэраторе и происшедшим в следствии этого вскипания воды и срыве питательных насосов необходимо немедленно остановить питательные насосы и остановить блок.

6. При появлении гидравлических ударов в деаэраторной колонке в следствии теплой нагрузке деаэраторов необходимо повысить температуру поступающих в колонки потоков конденсата. Если такой возможности нет, то следует уменьшить поступление холодных потоков путем разгрузки бака или перевести деаэраторы на работу с пониженным давлением.

Гидравлические удары могут возникнуть так же при нарушении внутренних устройств колонки. В этом случае необходимо остановить блок для осмотра и ремонта деаэраторов.

7. При повышении содержания кислорода в питательной воде выше 10 мкг/кг (для б-ка 1-4), необходимо:

- повторно выполнить химанализ деаэрированной воды;

- проверить достаточность открытия вентилей на линии выпара и при необходимости увеличить их открытие;

- при увеличение поступления в деаэрационные колонки холодных потоков применять меры к повышению их температуры или ограничить поступление холодных потоков;

- в случае неисправности деаэрационной колонки остановить блок для ремонта деаэратора.

8. Выброс воды из деаэратора может произойти в следствии тепловой перегрузки деаэраторов чрезмерного открытия вентилей на выпаре деаэраторов.

При тепловой перегрузки деаэраторов необходимо снизить нагрузку деаэраторов, увеличив температуру или снизив расход воды поступающей в колонки.

17. Экономическая часть проекта: расчет среднегодовых техико-экономических показателей



Литература

Паровые энергетические установки. Каталог, Москва, 1988г

Нормы технологического проектирования электрических станций. Москва,1981г

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. 1996г

А.Д. Смирнов, К.М. Антипов "Справочная книга энергетика", изд. пятое 1987г

С.Л. Ривкин "Теплофизические свойства воды и водяного пара", изд. второе 1984г

Тепловые и атомные станции. Справочник под ред. В.А. Григорьева изд. второе, 1989г

Основное и вспомогательное оборудование ТЭС, часть III ВЗЭК, 1986г

Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. 1973г

Выбор оборудования тепловых схем и их расчет. Нормативные указания. часть I, ВЗЭК 1985г

Аэродинамический расчет котельных установок. Нормативный метод. 1977г

Выбор вспомогательного оборудования котельного отделения ТЭС. часть II, 1985г

Каталог "Котельные агрегаты большой мощности"

Справочник "Термодинамические свойства воды и водяного пара" М. Энергоатомэздат 1984 г.

Ремонт котлов высокого давления. Беляев А.А. Энергоатомиздат 1989 г.

Размещено на Allbest.ru