Для постоянной циркуляции мазута по подающему мазутопроводу в мазутных магистралях, имеется трубопровод циркуляции обратно на мазутохозяйство.

В тракте слива мазута перед приемной емкостью устанавливаются: грубая фильтр-сетка и гидрозатвор; перед насосами I ступени фильтр-сетка с отверстиями 10-12 мм, перед насосами II ступени- фильтр тонкой очистки. На мазутопроводах устанавливаются аварийная и запорная арматура с дистанционным управлением, которое осуществляется со щита управления.

Мазутопровод расположен на эстакадах в общей изоляции с паровыми спутниками. Подача пара в мазутохозяйство по двум трубопроводам, пропускная способность составляет 75% расчетного расхода пара.

рис.5.1 Принципиальная схема мазутного хозяйства ТЭЦ:

1-цистерна; 2-лоток приемно-сливного устройства; 3- фильтр сетка;

4- приёмный резервуар; 5-перекачивающий насос; 6-основной резервуар; 7- насос I-подъема; 8-основной подогреватель мазута; 9-фильтр тонкой очистки; 10-насос II-подъема; 11-резервуар подачи мазута к котлу; 12-насос рециркуляции; 13-фильтр очистки резервуара; 14-подогреватель мазута на рециркуляцию; 15-подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара.

Подача насосов основного мазутохозяйства выбрана по максимальному расходу топлива с учетом дополнительного расхода мазута на рециркуляцию после насосов I-ступени, а также по рециркуляции мазута в контурах каждого котла и обратной магистрали из котельного отделения мазутохозяйство.

Напор насосов первой ступени имеет давление 0.6- 0,65 МПа, II-ступень-4,5 -5 МПа. На каждой ступени установлены по четыре насоса, с одним резервным и одним ремонтным. Склад мазута выполнен совмещенным со складом горючих материалов. Запас мазута на ТЭЦ рассчитан на 15-ти суточный расход.

Расчетный суточный расход мазута на ТЭЦ определяется исходя из 20-ти часовой работы всех установленных энергетических котлов при их номинальной производительности.

5.1 Ёмкость мазутохранилища

1. Расход мазута одним котлоагрегатом Пп-1000-255ГМ составляет 70021кг/час, БКЗ-420-140 В_м=32900кг/ч.

Таким образом необходимый запас должен быть не менее 51882,6м³. Принимаем к установке два резервуара ёмкостью по 30000 м³. В результате запас мазута:



5.2 Ёмкость цистерн одной ставки

Исходя из слива 1-ставки не более 9ч. принимаем 3 ставки для слива суточного расхода мазута:

Величина приёмной ёмкости должна быть не менее 20% V_ст.

V_приём=0,2 V_ст=0,21153=230м³

Принимаем величину приёмных ёмкостей 200 м³ и 100 м³.

5.3 Выбор насосов второго подъёма

Общая производительность насосов:

где к₁=1,2 - коэффициент учитывающий рециркуляцию мазута.

Необходимое давление мазута равно 3МПа. На основании необходимой производительности и напора принимаем к установке 5 насосов типа5Н-5Х4, один из которых резервный другой ремонтный. Производительность насоса 98м³/ч, напор 320 м.вод.ст.

5.4 Выбор насосов первого подъёма

Принимаем схему мазутного хозяйства с выделенным контуром циркуляционного разогрева, тогда Q¹= Q²=208м³/ч. Принимаем к установке 4 насоса типа 6НК-9Х1, один из которых резервный другой ремонтный. Производительность насоса 120м³/ч, напор 65 м.вод.ст.

5.5 Выбор насосов рециркуляции

Производительность насосов рециркуляции:

Q_рц=0,5 Q¹=0,5208=104 м³/ч.

Принимаем к установке 3 насоса типа 6НК-9Х1, один из которых резервный другой ремонтный.

5.6 Расчёт мазутопроводов

Каждый из 2 напорных мазутопроводов рассчитываем на пропуск 75% общего количества мазута, потребляемого к/а с учётом рециркуляции.

Расход по одному мазутопроводу:

Q=0,75Q²=0.75208=156м³/ч

Скорость мазута в мазутопроводе при вязкости его 2-4ВУ W=2м/с.

Диаметр напорных мазутопроводов от мазутной до котельной:

По ГОСТу принимаем трубопровод диаметром 2458мм (ст.20). Определяем действительную скорость мазута в трубопроводе стандартного диаметра:

Трубопровод выбран верно т.к.W=12м/с

6. Выбор и расчет системы технического водоснабжения

Тепловые электростанции потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин, обеспечиваемое техническим водоснабжением электростанции. Потребителями технической воды также являются маслоохладители главных турбин и вспомогательного оборудования, охладители водорода и конденсата статоров электрогенераторов, охладители воздуха возбудителей, система охлаждения подшипников механизмов и т.п. Сырая вода для химической водоочистки электростанции обычно поступает из системы технического водоснабжения.

Системы водоснабжения бывают двух типов: прямоточная и оборотная. На ТЭЦ применяют в основном оборотную систему водоснабжения из-за недостаточного ресурса воды (ТЭЦ сооружают в основном в центре тепловых нагрузок). Оборотная система водоснабжения характеризуется многократным использованием технической воды. В качестве водоохладителя в оборотной системе водоснабжения используют водоём-охладитель либо градирни. Проектируемая ТЭЦ располагается рядом с крупным населенным пунктом и промышленными предприятиями, потребляющими тепловую и электрическую энергию. Поэтому принимается наиболее рациональная в данном случае оборотная система технического водоснабжения. В качестве водоохладителя в оборотной системе будут использованы градирни /3/.

Градирни являются типовыми водоохладителями, сооружаемыми на территории электростанции. Они состоят из оросительных устройств, вытяжных башен и приёмного бассейна и обеспечивают тепло- и массообмен подогретой воды с окружающим воздухом. Устройство градирни показано на рисунке 1. В бывшем СССР получили широкое распространение прямоточные градирни с естественной тягой. В оросительное устройство градирни под давлением циркуляционных насосов поступает подогретая в конденсаторах турбин охлаждающая вода. Современные градирни имеют систему водораспределения, где в качестве разбрызгивателей использованы преимущественно отражательные пластмассовые сопла с выходными отверстиями не менее 40 мм. Вода под давлением 15-18 кПа разбрызгивается над оросителем в виде дождя и стекает на его асбестоцементные листы. Водяная плёнка, стекающая по стенкам оросителя, охлаждается вследствие испарения и соприкосновения с воздухом, входящим в оросительные устройства через окна. Нагретый и насыщенный водяными парами воздух отводится вверх под действием естественной тяги через вытяжную башню. Охлаждённая вода стекает в водосборный бассейн, откуда забирается циркуляционными насосами для подачи снова в конденсаторы турбин /3/.

Вода в градирнях охлаждается в основном в результате испарения. Количество испаряемой влаги с учётом конвективного теплообмена составляет 1,5-2%. В результате испарения солесодержание циркуляционной воды возрастает; для поддержание концентрации солей в допустимых пределах осуществляют продувку циркуляционной системы или применяют химическую обработку добавочной воды.

Рисунок 2 - Устройство градирни

За счет большой поверхности контакта водной пленки с воздухом пленочные градирни имеют меньшую удельную площадь при равной охлаждающей способности.

Оросительное устройство собрано в отдельные блоки, состоящие из листов 1600х1200х6 мм и установленные на каркасе сборных же железобетона в два яруса по высоте (2х1200 мм). Расстояние между ярусами 25 мм /7/.

Определим площадь орошения:

F_ОР=Fy^.N_КОНД=0,03^.3^.300000=27000 м²

где удельная площадь орошения F_y=0,25-0,5 выбираем F_y=0,03м²/кВт

Принимаем три башенные градирни с площадью орошения 9400 м² со стальным каркасом; асбестоцементной обивкой./17/.

Для предотвращения обрастания оросителей водорослями циркуляционную воду необходимо хлорировать.

Схема технического водоснабжения с градирнями предусматривает центральную насосную станцию. Охлажденная вода после градирни самотеком по железобетонным каналам поступает на всас циркуляционных насосов. Их установка обеспечивает работу насосов под заливом. Во избежание накипеобразования в трубной системе конденсаторов циркуляционную воду подкисляют. На насосной станции применяют центробежные насосы, создающие давление воды в 2,3 МПа.

7. Выбор и расчет водоподготовительной установки ТЭЦ

7.1 Исходные данные

Водоподготовительная установка проектируется для промышленно-отопительной ТЭЦ с котлами 3хТГМП-314. В качестве источника принята вода со следующими показателями. Показатели качества воды приведены в таблицах 1, 2.

Таблица 7. Показатели качества воды

Показатель	Значение
Взвешенные вещества, мг/кг	14
Сухой остаток, мг/кг	-
Минеральный остаток, мг/кг	228
Жесткость общая, мг-экв/л	4,29
Жесткость карбонатная, мг-экв/л	4,1
Жесткость некарбонатная, мг-экв/л	0,19

Таблица 8. Ионосодержание исходной воды

Са2+	HCO3-	Mg2+	SO42-	Na+	Al2O3+Fe2O3	Cl-
68.7	250.8	10.3	15	6.1	0.06	4.9

Пересчитаем показатели содержания ионов и окислов в мг-экв/кг и результаты расчета сведем в таблицу 3.

Таблица 9. Пересчет показателей качества исходной воды

Тип иона	Содержание, мг/кг	Эквивалент	Содержание, мг-экв/кг
Ca2+	68,7	20	3,435
Mg2+	10,3	12,1	0,858
Na+	6,1	23	0,53
	250,8	61	4,1
	15	48	0,3125
	4,9	35,5	0,138
Al2O3+Fe2O3	0,06	-	-

7.2 Описание схемы ВПУ, её эскизное изображение

Выбор конкретной схемы ВПУ производится в зависимости от качества исходной воды, типа котлоагрегатов, требований, предъявляемых к качеству воды.

На КЭС и отопительных ТЭЦ восполнение потерь питательной воды производится обессоленной водой, если среднегодовое суммарное содержание анионов сильных кислот исходной воды менее 5 мг-экв / кг

( А_ск = SO₄^2- + Cl^- = 1.282+3.289 =4.571 мг-экв / кг )

4.571 5 мг-экв / кг

На электростанциях с прямоточными котлами применяют трёхступенчатое обессоливание /3/.

Водоподготовительные установки включают предочистку и ионитную часть. Предочистка состоит из осветлителей и осветлительных фильтров и служит для удаления из обрабатываемой воды грубодисперсных, коллоидных и частично молекулярнодисперсных веществ. Ионитная часть схемы служит для полного удаления молекулярнодисперсных веществ.

Т.к. Жк исходной воды Жк=4.1 2 мг-экв/ кг, то предочистка включает коагуляцию сернокислым железом FeSO₄ +Ca(OH)₂ c известкованием в осветлителе с последующим осветлением в осветлительных фильтрах /8/.

Жесткость остаточная: Карбонатная Ж_Кост=0,7мгэкв/кг; Некарбонатная Ж_НКост=Ж_Нкисх+К_Fe=0,19+0,2=0,39 Где К_Fe=0,2мгэкв/кг-доза коагулянта Общая Ж_Оост=0,7+Ж_Нкост+К_Fe=0,7+0,19+0,2=1,09 мгэкв/кг

Щелочная остаточная: Щ_ост=0,7+а_изв=0,7+0,4=1,1мгэкв/кг Где а_изв-избыток извести при известковании исходной воды. Принимаем а_изв=0,4 мгэкв/кг.

Концентрация сульфат-ионов: SO₄^2-_ост+ К_Fe=0,3125+0,2=0,5125 мгэкв/кг

Концентрация Cl^- не изменится

Концентрация SiO₃^2-_ост=0,6 SiO₃^2-_исх=0

Дальнейшая обработка воды проводится на ионитной части ВПУ. На проектируемой ТЭЦ планируется установка прямоточных котлов, таким образом обработку воды нужно проводить по схеме трехступенчатого обессоливания, которая включает в себя первую ступень Н-катионирования, слабоосновное анионирование, декарбонизацию, вторую ступень Н-катионирования, сильноосновное анионирование, и третья ступень - ФСД. (Н1-А1-Д-Н2-А2-ФСД), схема водоподготовительной установки ТЭЦ приведена на рисунке 1.

В обессоливающих схемах катионитные фильтры 1-ой и 2-ой ступени загружаются катионитами КУ-2 и служат для полного удаления из обрабатываемой воды катионов Са²⁺, Mg²⁺, Na⁺ путём обмена их на катион водорода Н⁺. Регенерация этих фильтров проводится серной кислотой.

Фильтр А1 предназначен для удаления анионов сильных кислот SO₄ ^2-, Cl^- и обмен их на анион ОН^-. Этот фильтр загружается низкоосновным анионитом АН-31.

Фильтр А2 в основном служит для обмена на анион ОН^- аниона кремневой кислоты и проскоков анионов сильных кислот. Регенерацию фильтров А1 и А2 проводят раствором щёлочи NaOH /17/.



Рисунок 3 - Схема водоподготовительной установки ТЭЦ

Ионитная часть ВПУ

Первая ступень Н- катионирования ( Н1 ):

В этом фильтре удаляются катионы Са²⁺, Mg²⁺, Nа⁺ в количестве

И_Н1= Ж_общ^ост+ 2.15Na⁺=1.09+2.150.53=2.23 мг-экв/кг;

Жесткость воды после Н1 составляет 0.3 мг-экв/кг;

Кислотность воды равна:

( SO₄^2- +Cl^- )_исх+К_Fe=0.3125+0.138+0.2=0.6505 мг-экв/кг;

Первая ступень анионирования А1 (слабоосновное анионирование ):

В этом фильтре удаляются анионы сильных кислот в количестве

И_А1= ( SO₄^2- +Cl^- )_исх+К_Fe=0.3125+0.138+0.2=0.6505 мг-экв/кг;

Щёлочность воды после фильтра А1 =0.2 мг-экв/кг;

Декарбонизатор

Остаточная концентрация СО₂ после декарбонизатора - 5/44=0.144 мг-экв/кг;

Вторая ступень Н - катионирования ( Н2):

В фильтре Н2 удаляются катионы в количестве

И_Н2=0.25 мг-экв/кг;

Кислотность воды после Н2 = 0.05 мг-экв/кг;

Вторая ступень анионирования А2 ( сильноосновное анионирование ):

И_А2^ОСТ= СО₂=0.114 мг-экв/кг;

Фильтр смешанного действия в схеме трёхступенчатого обессоливания глубоко удаляет из воды катионы и анионы.

Качество воды после ФСД:

солесодержание - не более 0.1 мг/кг;

кремнесодержание - не более 0.03 мг/кг;

7.3 Расчет производительности ВПУ

Общая производительность установки состоит из трех потоков воды: на прямоточный КА, на барабанный КА и на подпитку теплосети:

Q_ВПУ=Q_ПК+Q_подп; т/ч

где расход обессоленной воды на прямоточные котлы:

Q_ПК=0,02? D_ПК+25=0,02^.3^.1000+25=85 т/ч;

расход умягченной воды на подпитку теплосети:

Q_подп=0,02?G_св=0,02^.3^.8000=480 т/ч.

Q_ВПУ=85+480=565 т/ч

7.4 Расчет схемы ВПУ

7.4.1 Расчет и выбор фильтров ионитной части ВПУ

Расчёт схемы ВПУ начинают с конца технологического процесса, то есть, в нашем случае с фильтра ФСД. Для определения числа и размеров фильтров необходимо знать расход воды на данную группу фильтров и качество этой воды.

В данном случае расход воды на фильтре ФСД будет равен количеству воды на подпитку прямоточных котлов, т.е. Q^ПК, а на Na-фильтр - Q_подп - подпитка теплосети.

На последующие группы фильтров количество воды будет определяться производительностью установки плюс расход воды на собственные нужды рассчитанной группы фильтров.

Необходимая площадь фильтрования:

,[м²],

где Q - производительность фильтров без учета расхода воды на их собственные нужды, м³/ч;

w - скорость фильтрования, м/ч.

Число установленных фильтров одинакового диаметра принимается не менее трех.

Необходимая площадь фильтрования каждого фильтра:

f=F/m, [м²],

По вычисленной площади определяем диаметр фильтра и по справочным данным принимаем ближайший больший стандартный.

d= 4f/??, [м],

Затем площадь фильтра пересчитывается с учетом изменения диаметра:

f_cm=?^??d_cm²/4, [м²],

Продолжительность фильтроцикла каждого фильтра для (m-1) фильтров, т.е. при одном резервном или ремонтном, определяем:

Т_и=f_cm^.h^.e_p(m-1)/Q?U, [ч],

Для ФСД:

Т_и=10^4. f_cm^.(m-1)/Q?? [ч],

где Т_u - полезная продолжительность фильтроцикла, ч;

?U- суммарное содержание катионов или анионов в воде, поступающей на фильтр, мг-экв/кг;

Q - производительность фильтров, м/ч;

h - высота слоя ионита, м;

f_cm - сечение фильтра, м²(стандартного);

m - число фильтров;

е_р - рабочая обменная ёмкость ионита, г-экв/м³;

Количество регенераций в сутки:

n=24/(T+t)

где t - продолжительность операций, связанных с регенерацией фильтров, t=1,5-2ч, принимаем t=1,7ч, и t=3-4ч для ФСД, принимаем t=3,5ч.

Объем ионитных материалов, загруженных в фильтры во влажном состоянии:

U_вл=f_ст^.h, [м³],

? U_вл=f_ст^.h^.m, [м³].

Расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров:

g_cн=?? U_вл^.P_u^.n/24, м³/ч,

где P_u - удельный расход на собственные нужды фильтров, м³/м³ ионита

Расход химических реагентов (Н₂SO₄, NaOH, NaCl) на регенерацию одного фильтра:

G_p¹⁰⁰=b^.V_вл, [кг],

G_p^техн= G_p^100.100/с, [кг],

где b - удельный расход химреагентов, кг/м³

с - содержание активно действующего вещества в техническом продукте, % (С_NaOH=42%, С_H2SO4=75%, C_NaCl=95%).

Суточный расход химических реагентов на регенерацию группы одноименных фильтров:

G_p^сут= G_p¹⁰⁰ (m-1)n, [кг],

G_{p сут}^техн =G_p^техн(m-1)n, [кг].

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

Q_бр=Q+q_сн, [м³/ч].

Результаты расчета приведены в таблице 4

Таблица 10 - Результаты расчета фильтров H1,H2,A1,A2,Na

Показатель и его размерность	ФСД	А2	Н2	А1	Н1	Na
Производительность фильтра, м3/ч	85	85,67	86,196	87,206	89,486	480
Скорость фильтрования, м/ч	50	25	40	20	25	25
Необх. площадь фильтрования, м2	1,7	3,41	2,155	4,36	3,58	19,2
Число фильтров, шт	3	3	3	3	3	3
Тип фильтра	ФИСДВР-2,0-0,6	ФИПаII-1,5-0,6	ФИПаII-1,0-0,6	ФИП-I-1,5-0,6	ФИП-I-1,5-0,6	ФИП-I-3,0-0,6
И, мг-экв/м3	-	0,114	0,25	0,6505	2,23	1,09
Высота загрузки фильтра,м	1,95	1,5	1,5	2,0	2,0	2,5
Продолжит.фильтро-цикла, ч	369,4	136,13	43,7	99,63	23,01	40,5
Кол-во регенераций в сутки, раз	0,064	0,174	0,528	0,237	0,97	0,57
Тип ионита	AB-17-8 и КУ-2	АВ-17-8	КУ-2	АН-31	КУ-2	КУ-2
Удельный расход воды на регенерацию фильтров РU,м3/м3	14,5 13	14,5	13	21,8	10,5	7,7
Содержание активно действующего вещества, С, %	42 75	42	75	42	75	95
Расход 100 % -го реагента на 1 м3 ионита, b, кг	70 100	120	45	50	60	60
Суммарный объем ионита во влажном состоянии, м3	9,18 9,18	7,95	3,5325	10,6	10,6	52,99
Расход воды на собственные нужды, м3/ч	0,35 0,32	0,836	1,01	2,28	4,5	9,69
Расход 100%-го реагента на одну регенерацию, кг	214,2 306	318	52,9875	176,67	212	1059,8
Расход технического реагента на одну регенерацию, кг	510 408	757,14	70,65	420,63	282,67	1115,58
Суточный расход 100%-го реагента на одну регенерацию, кг	27,42 39,17	110,66	53,84	83,74	411,28	1208,17
Суточный расход технического реагента на одну регенерацию, кг	65,28 52,22	263,48	74,61	199,38	548,38	1271,76
Часовой расход воды, подаваемый на группу, м3/ч	85,67	86,2	87,21	89,49	93,99	489,69

7.4.2 Расчет и выбор осветлительных фильтров

Определим необходимую площадь фильтрования:

где

Q₀=Q_бр+Q_бр^Na==93,986+489,69=583,68 м³/ч,

Для осветительных фильтров w=5-10м/ч, принимаем w=8м/ч.

Принимаем диаметр равным d_cm =3,4м вычислим необходимую площадь фильтрования каждого фильтра:

Выбираем фильтры типа ФОВ-3,4-0,6 с h=1 м; f_ост=9.08 м² /8/.

Далее определим необходимое число фильтров:

m₀=F₀/f_ост=73/9,08=9 фильтров

Расход воды на взрыхление, промывку и отмывку ОФ:

где f_ост-сечение осветлительного фильтра, м;

i - интенсивность взрыхления фильтра, загруженного антрацитом, 12л/с^.м;

t_отм-продолжительность отмывки, 10 мин;

n₀-число промывок каждого фильтра в сутки (1-3), принимаем n₀=2.

Производительность брутто:

Q₀^бр=Q₀+q₀=583,68+43,4=627,08 м³/ч.

Действительная скорость фильтрования:

w_0m-1<w_0доп=10 м/ч

Нет необходимости в установке резервного фильтра.

Для удобства компоновки ОФ установим три 3-х камерных фильтра ФОВ-2К-3.4-0.6 /8/.

7.4.3 Расчет и выбор осветлителей

Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110% расчетного расхода осветленной воды, при этом устанавливается не менее двух осветлителей.

Ёмкость каждого осветлителя:

где Q₀-полная производительность всей установки, м³/ч;

??продолжительность пребывания воды в осветлителе 1-1,5ч, принимаем??=1,5ч.

Выбираем осветлители типа ВТИ-400 (V=650 м³) /17/.

Необходимое количество реагентов при коагуляции и известковании:

Расход коагулянта FeSO₄7H₂O в сутки:

где Э_к - эквивалент безводного коагулянта ( FeSO₄ - 75.16 )

К_к - доза коагулянта, мг-экв/кг ( К_fe=0.2 );

G_К^техн=G_K100/c=226,2^.100/50=452,46 кг/сут

где с-процентное содержание коагулянта в техническом продукте, с=47-53%, принимаем с=50%.

Расход ПАА в сутки:

где d_ПАА - доза полиакриламида, равная 0.2-1.8 мг/кг, принимаем d_ПАА=1,5мг/кг

Расход извести Са(ОН)₂ в сутки:

где 37.05 - эквивалент Ca(OH)₂;

d_и - доза извести, мг-экв/кг;

d_и=Ж_к^исх+Ж_mg^исх+К_к+_изв=4.29+0.858+0.2+0.4=5.748

где _изв-избыток извести, _изв=0,3мгэкв/кг.

Результат анализа расчета схемы ВПУ явился выбор состава оборудования схемы (табл.5), расчет суммарного суточного расхода реагентов на регенерацию фильтров (табл.6), определение расхода ионитных материалов на загрузку фильтров(табл.7) и воды на собственные нужды (табл.8).

Таблица 5. Оборудование предочистки и ионообменной части ВПУ

Наименование	Тип	Кол- во	Характеристика
Осветлитель	ВТИ-400и	2	Производительность-400м3/ч Объем-650м3, диаметр-11м
Бак осветленной воды		2	Объем-1000м3, диаметр-10,4м Высота-12,9м
Осветлительный фильтр	ФОВ-2К-3,4-0,6	5	Диаметр-3400мм, Высота загрузки-900.2мм
Бак промывочной воды		1	Объем-630м3, диаметр-9,1м; Высота-11,2м
Бак сброса промывочной воды		1	Объем-630м3, диаметр-9,1м; Высота-11,2м
Н1 - фильтр	ФИПа-I-1,5-0,6	3	Ионит-КУ-2, диаметр-1,5м, Высота загрузки-2м, Регенерация-Н2SO4
A1 - фильтр	ФИПа-I-1,5-0,6	3	Ионит-АВ-17-8,диаметр-1,5м; Высота загрузки-2м, Регенерация-NaOH
Декарбанизатор		1	Производительность-300м3/ч, Диаметр-2,52
Бак декарбонизированной воды		1	Объем-400м; диаметр-7,9м; Высота-9,8м
Н2 - фильтр	ФИПа-II-1,0-0,6	3	Ионит-КУ-2, диаметр-1,0м, Высота загрузки-1,5м, Регенерация-Н2SO4
A2 - фильтр	ФИПа-II-1,5-0,6	3	Ионит-АВ-17-8,диаметр-1,5м; Высота загрузки-1,5м, Регенерация-NaOH
ФСД	ФИСВДР-2,0-0,6	3	Ионит- АВ-17-8 и КУ-2, Диаметр-2,0м; высота-1,95м; Регенерация- NaOH и Н2SO4
Бак обессоленной воды		1	Объем-100м3, диаметр-4,9м; Высота-6,1м
Na - фильтр	ФИПа-I-3,0-0,6	3	Ионит-КУ-2, диаметр-3,0м; Высота загрузки-2,5м; Регенерация-NaCl
Бак умягченной воды		1	Объем-250м; диаметр-7м; Высота-8,1м

Таблица 6. Расход реагентов на ионные фильтры в сутки

Реагент,кг	Н1	А1	Н2	А2	ФСД	Na
H2SO4	548,38	-	74,61	-	65,28	-
NaOH	-	199,38	-	263,48	52,22	-
NaCl	-	-	-	-	-	1271,76

Общий суточный расход реагентов на регенерацию:

H₂SO₄ - 688,27 кг;

NaOH - 515,1 кг;

NaCl - 1271,76 кг;

Таблица 7. Расход ионита на ВПУ

Ионит, м3	Н1	А1	Н2	А2	ФСД	Na
КУ-2	10,6	-	3,5	-	9,18	52,99
АВ-17-8	-	10,6	-	7,95	9,18	-

Суммарная загрузка ионита:

КУ-2 - 76,27м³;

АВ-17-8 - 27,73м³.

Таблица 8. Собственные нужды ВПУ

Предочистка	48,2 м3/ч
Система умягчения	9,69 м3/ч
Система обессоливания	8,99 м3/ч

7.5 Компоновка оборудования. Хранение химреагентов и материалов

Установки по химической обработке воды размещаются в отдельном стоящем здании. Компоновка фильтров - блочная. При такой компоновке в состав каждого блока (цепочки) входит по одному фильтру соответствующей ступени ионирования, в следствие чего цепочка осуществляет полный цикл очистки воды. Количество цепочек определяется результатом расчёта ВПУ с учётом одной ремонтной и одной находящейся на регенерации ступеней, то есть 5 цепочек. Преимуществами данной компоновки является: повышенная надёжность системы ВПУ в результате независимости каждой цепочки, меньший расход реагентов на регенерацию (за счёт последовательной совместной регенерации однотипных фильтров первой и второй ступеней). К недостаткам этой компоновки относятся: большой перерасход металла за счёт увеличения общего числа оборудования и ионитов, более сложный алгоритм управления работой фильтров, плохая адоптация к изменяющимся условиям.

Предусматривается возможность дальнейшего расширения ВПУ. Вне здания устанавливаются осветлители, промежуточные баки, декарбонизаторы. Эти установки имеют тепловую изоляцию, баки имеют дополнительный подогрев обратной водой тепловой сети. Вся запорная и регулирующая арматура этих установок размещается внутри здания.

В помещении ВПУ предусмотрена комната площадью 63 м³ для ремонтных работ и восстановления химических покрытий.

Для хранения химреагентов и материалов на ТЭЦ имеется склад, оборудованный устройствами для механизированной выгрузки, транспортировки и приготовления реагентов и их растворов. Предусматриваются специальные помещения и ёмкости для хранения реагентов. Для хранения кислот и щелочей установлено по два бака для каждого реагента, для остальных - по одному. Склад обеспечивает запас химреагентов на 15 суток.

7.6 Описание очистки конденсатов

7.6.1 Замазученный конденсат, конденсат паровых турбин

Замазученный конденсат очищается на станции по схеме с нефтеловушкой и фильтрами. Исходная вода поступает в баки-приёмники, где происходит частичное отстаивание воды. Далее вода поступает в нефтеловушку, которая обеспечивает 40%-ое удаление нефтепродуктов за счет скребкового механизма, сборных труб и эжектора для удаления осадка. Далее вода поступает на флотационную установку. Предварительно в воду добавляется коагулянт. Флотационная установка обеспечивает 30%-ое удаление нефтепродуктов. После промежуточного бака и насосов вода фильтруется на механических фильтрах с засыпкой антрацита и активированного угля.

Для обессоливания турбинного конденсата блока Т-250-240 применяется блочная обессоливающая установка, состоящая из трех сульфоугольных механических фильтров и трех фильтров смешанного действия (ФСД). За ФСД установлена ловушка для улавливания выноса ионитов из-за возможного дефекта дренажных устройств. БОУ размещена в машинном зале на нулевой отметке с компоновкой фильтров в два яруса /7/.

7.6.2 Сточные воды ТЭЦ, методы их очистки и уменьшения

Сточные воды проектируемой ТЭЦ включают: охлаждающую воду конденсаторов паровых турбин, обмывочные воды конвективных поверхностей нагрева паровых и водогрейных котлов, воды загрязненные нефтепродуктами и маслами, воды зашламленные от периодических продувок, отходы регенерационных отмывок фильтров ВПУ, растворы консервантов и кислотных промывок.

Сбросные воды ВПУ и БОУ очищаются по схеме нейтрализации Ca(OH)₂ с применением двух баков-нейтрализаторов. Внутренняя поверхность баков покрыта антикоррозионным материалом. Каждый бак рассчитан на приём не менее суточного количества регенерационных вод.

Количество сточных вод на ТЭЦ уменьшается в результате применения на ВПУ оборудования противоточной фильтрации. Это позволяет уменьшить расход химреагентов на регенерацию на 30-40%. А также применяется парная регенерация фильтров 1 и 2 ступеней. Промывочные сбросные воды ТЭЦ обезвреживаются по схеме нейтрализации в баках-нейтрализаторах /8/.

7.7 Водно-химический режим на ТЭЦ

Водно-химический режим тепловых электрических станций должен обеспечивать работу теплосилового оборудования без повреждений и снижения экономичности, вызванных образованием: накипи, отложений на поверхностях нагрева; шлама в котлах, тракте питательной воды и в тепловых сетях; коррозии внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования и тепловых сетей; отложений в проточной части паровых турбин; отложений на поверхностях трубок конденсаторов турбин.

С целью обеспечения рационального водно-химического режима на тепловых электростанциях осуществляется нормирование качества пара и воды.

К основным мероприятиям по поддержанию нормируемых показателей водно-химического режима энергоблоков ТЭС относятся: предпусковые промывки оборудования; фосфатирование котловой воды; проведение эксплуатационных промывок оборудования; консервация оборудования во время простев; герметизация баков питательной воды и её составляющих с целью предотвращения попадания кислорода в пароводяной цикл; обессоливание и обескремнивание добавочной воды; удаление свободной угольной кислоты из добавочной химически обработанной воды; обезжелезивание и обессоливание различных конденсатов; деаэрация турбинного конденсата и питательной воды; оснащение конденсаторов специальными дегазирующими устройствами с целью удаления кислорода из конденсата, обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха; постоянный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер теплообменников; тщательное уплотнение конденсационных насосов, арматуры и фланцевых соединений трубопроводов, находящихся под разряжением; антикоррозийное покрытие оборудования и применение коррозионно-стойких материалов; введение в паровой цикл корректирующих химических реагентов, соответствующих данному водно-химическому режиму; автоматическая дозировка добавок, корректирующих водный режим.

Для прямоточного котла ТГМП-314А выбираем нейтрально-окислительный режим, основанный на существенном повышении окислительного потенциала среды дозированием в питательную воду кислорода или перекиси водорода и поддержанием рН в пределах 7,00,5.

Нормы качества пара прямоточных котлов /8/ установленных на ТЭЦ приведены в таблице 9.

Таблица 9. Нормы качества пара прямоточных котлов

Нормируемый показатель	Численное значение
Содержание натрия (в пересчёте на Na), мкг/кг, не более	5
Кремниевая кислота (в пересчёте на SiO2), мкг/кг	15
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы, мк См/см, не более	0,3
Значение pH, не менее	7,5

Таблица 10. Нормы качества питательной воды прямоточных котлов

Нормируемый показатель	Численное значение
Содержание натрия (в пересчёте на Na), мкг/кг, не более	5
Кремниевая кислота (в пересчёте на SiO2), мкг/кг	15
Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы, мк См/см, не более	0,3
Значение pH, не менее	7,0
Общая жесткость мг-экв/кг, не более	0,2
Содержание железа в пересчете на Fe мкг/кг, не более	10
Содержание меди перед Д мкг/кг, не более	5
Вещества, экстрагируемые эфиром, мкг/кг, не более	0,1

Качество воды для подпитки тепловых сетей и сетевой воды нормируется по следующим показателям: растворенный кислород допустим в колличестве не более 20 мкг/кг для сетевой воды и не более 50 мкг/кг для подпиточной воды; содержания веществ, экстрагируемых эфиром не более 1 мг/кг, взвешанных веществ не более 5 мг/кг, соединения железа-0,5 мг/кг.

По ПТЭ для пусковых режимов блоков СКП разрешается некоторое ухудшение качества пара. Неизбежность ухудшения качества пара в пусковых режимах связана со стояночным режимом, предшествующим пуску блока.

8. Электрическая часть

8.1 Выбор основного электрооборудования

К основному электрическому оборудованию электростанций относятся генераторы и трансформаторы. Количество агрегатов и их параметры выбираются в зависимости от типа, мощности и схемы станции, мощности энергосистемы и других условий.

Схемы выдачи электроэнергии зависят от типа и мощности станции, состава оборудования и распределения нагрузки между распредустройствами разного напряжения. В исходном задании связь с энергосистемой осуществляется по линиям высокого напряжения 330 кВ и 110 кВ.

Так как при установке мощных генераторов возрастает значение токов короткого замыкания, то целесообразно присоединение генераторов непосредственно к РУ ВН в виде блоков генератор-трансформатор.

При выборе генераторов руководствуемся следующими соображениями:

все генераторы принимаются одинаковой мощности;

число генераторов должно быть не менее 2 и не более 8;

единичная мощность генератора не должна превышать 10% установленной мощности системы, включая проектируемую ТЭЦ.

Исходя из этого, выбираем на ТЭЦ три одинаковых генератора типа:

ТВВ-320-2ЕУЗ с параметрами - S_ном = 385 МВА; cos _н=0,85; .Число и мощность трансформаторов на электростанции зависит от их назначения, схемы включения генераторов, количества РУ и режимов энергопотребления на каждом из напряжений. Все трансформаторы выбираются трёхфазными.

Мощность двухобмоточного трансформатора, работающего в блоке с генератором, принимается равной или большей мощности генератора в МВА.

Таким образом, для каждого генератора, работающего в блоке с трансформатором, выбираем трансформатор типа:

ТДЦ - 400000 / 330 с параметрами: Sном=400 МВА, Uвн=347 кВ, Uнн=20 кВ, Рх=300 кВт, Ркз=790 кВт, Uк=11.5 %.

Мощность рабочих трансформаторов собственных нужд выбирается исходя из условия 7% потребления от мощности генератора. Рабочие трансформаторы собственных нужд блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. На блочной станции с тремя блоками устанавливается два пуско-резервных трансформатора собственных нужд. Мощность пуско-резервного трансформатора собственных нужд определяется исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов собственных нужд и одновременного обеспечения запуска блока. В общем случае мощность пуско-резервных трансформаторов собственных нужд в 1.5 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора собственных нужд.

Таким образом

Sтсн=Sблока*0,07=320*0,07=22,4 МВА.

Выбираем трансформатор собственных нужд типа:

ТРДНС - 32000 / 20 с параметрами: Sном=32 МВА, Uвн=20 кВ, Uнн=6.3 кВ, Рх=29 кВт, Ркз=145 кВт, Uк=12,7 %.

Устанавливаем по одному трансформатору на блок.

Sпртсн=Sтсн*1,5=24 МВА.

Выбираем пуско-резервный трансформатор собственных нужд типа:

ТРДН - 25 000 / 35 с параметрами: Sном=25 МВА, Uвн=15.75 кВ, Uнн₁-нн₂=6.3- 6.3 кВ, Рх=25 кВт, Ркз=115 кВт, Uкв-н=10.5 %, Iхх=0.65 %, Uнн₁-нн₂=30 %.

8.2 Расчёт токов короткого замыкания

Определение расчётных токов короткого замыкания необходимо для выбора выключателей по коммутационной способности, проверки аппаратов и проводников на электродинамическую и термическую стойкость.

При проверке аппаратов и токопроводов на электродинамическую и термическую стойкость следует ориентироваться на трёхфазное КЗ. Случай однофазного КЗ может быть исключён из рассмотрения, так как электродинамические силы при этом малы, поскольку расстояние от повреждённого проводника до проводника заземляющей системы велико.

Для выбора электрических аппаратов расчёт производят с допущениями, которые существенно упрощают вычисления, но дают на 10-15 % завышенный результат. Для расчёта трёхфазного тока КЗ составим расчётную схему (рис 8.1)

Рис 8.1 Расчётная схема с обозначением места КЗ

По данной расчётной схеме составляем эквивалентную схему замещения, в которой все источники питания вводятся своими номинальными мощностями () и сверхпереходными реактивностями ()(Рис 8.2).

Для расчёта необходимо на схеме замещения представить каждый элемент схемы численным значением.

Рис 8.2 Схема замещения

Определим сопротивления схемы замещения, задавшись базисными значениями:

МВА,

Сопротивление генератора вычисляется по формуле:

, (8.1)

Сопротивление трансформатора вычисляется по формуле:

, (8.2)

Сопротивление линии электропередачи вычисляется по формуле:

, (8.3)

где - удельное сопротивление линии электропередач,(Ом /км для ЛЭП 330 кВ), - длина линии, км.

Сопротивление трансформатора с расщеплённой обмоткой:

(8.4)

(8.5)

Сопротивление системы вычисляется по формуле:

(8.6)

Определим численные значения по формулам 8.1-8.6:

Сопротивления генераторов Г1, Г2, Г3:



Сопротивления трансформаторов Т1,Т2,Т3:

Сопротивления трансформаторов СН:

Сопротивление автотрансформаторов:

Сопротивление линии:

Сопротивление системы:

Сопротивление ПРТСН:

Делаем расчет для точки КЗ.

Произведем эквивалентную замену схемы.

Преобразуем некоторые элементы схемы:

X₃₁=Х₃₂=Х₃₃=Х₄+Х₃=0,46+0,288=0,748

Х₃₄=Х₂*Х₉/(Х₂+Х₉)+Х₁=0,17²/2*0,17+0,1=0,185

Х₃₅=Х₁₁+Х₁₀+Х₁₃=0,589+1,31+1,31=3,209

Х₃₆=1/(1/Х₃₁+1/Х₃₂+1/Х₃₃)=1/(3/0,748)=0,25

Х₃₇=Х₁₄*Х₃₅/(Х₁₄+Х₃₅)+Х₁₅=0,589*3,209/(0,589+3,209)+0,06=0,558

Х_рез=Х_экв+Х₃₇=0,106+0,558=0,664

Коэффициенты токораспределения:

С₁=Х_экв/Х₃₄=0,106/0,185=0,573

С₂=Х_экв/Х₃₆=0,106/0,25=0,424

Сопротивление ветвей с учетом разделения Х₃₇:

Х₃₈=Х_рез/С₁=0,664/0,573=1,159

Х₃₉=Х_рез/С₂=0,664/0,424=1,566



Базисный ток:

Периодическая составляющая тока КЗ:

I_по4=Е₄/Х₃₉*I_б=1/1,566*15,19=9,7кА

I_{по с}=Е_с/Х₃₈*I_б=1/1,159*15,19=13,1кА

I_{по сум}=I_по4+I_{по с}=9,7+13,1=22,8кА

Амплитуда ударного тока КЗ:

i_у4=k_уv2*I_по4=1,977*v2*9,7=27,12кА

i_ус=k_уv2*I_пос=1,977v2*13,1=31,81кА

i_{у сум}=i_у4+i_ус=27,12+31,81=5893кА

где 7 - ударный коэффициент.

Полное время отключения:

Постоянная времени затухания:

Апериодическая составляющая тока КЗ в момент времени :

8.3 Выбор электрических аппаратов

Электрические аппараты выбираются по расчетным условиям нормального режима с последующей проверкой их работоспособности в аварийных режимах. При этом расчётные величины должны быть меньшими или равными номинальным (каталожным параметрам).

Выключатели выбираются по:

По напряжению установки (U_уст U_ном).

По длительному току (I_норм I_ном; I_max I_ном).

По отключающей способности.

Проверяются:

На симметричный ток отключения (I_п, I_{отк.ном})

На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ (i_a. i_a.ном=2 I_{отк.ном} (1+_ном), нормированное относительное значение апериодической составляющей _ном определяем по [16]).

На электродинамическую стойкость (I_п.о I_пр.с; i_у i_пр.с, где I_пр.с и i_пр.с - действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу соответственно).

На термическую стойкость (В_к I²_T t_T, где I_T - предельный ток термической стойкости по каталогу, t_T - длительность протекания тока термической стойкости, с).

Разъединители в отличие от выключателей выбираются по первому и второму пункту и проверяются только по электродинамической и термической стойкости.

Приведем пример выбора электрических аппаратов в распредустройстве 330 кВ. Остальные аппараты выбираются аналогично. Результаты их выбора занесём в таблицы 8.1 - 8.5. Весь расчет выполнен в соответствии с [ ]. Каталожные данные принимаем из [ ].

Первоначально определяем ток в распредустройстве 110 кВ:

, (8.7)

где P_ном - номинальная мощность генератора (МВт),

Тогда по формуле (4.1):

Максимальное значение тока в ячейке распредустройства:

(8.8)

Тогда кA

Таблица 8.1 Выключатель и разъединитель в распредустройстве 330 кВ.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВНВ-330А-40/3150У1	Разъединитель РНДЗ-1-330/3200У1
Uуст=330 кВ	Uном=330 кВ	Uном=330 кВ
Imax=0,692 кА	Iном=3,15 кА	Iном=3,2 кА
Iп,=14,9 кА	Iотк.ном=40 кА	-
2 Iп, +ia.=40,13 кА	2 Iотк.ном (1+ном)=62,3 кА	-
Iп.о=15,66 кА	Iпр.с=50 кА	-
iу=43,63 кА	Iпр.с=128 кА	iпр.с=160 кА
Вк=83,38 кА2с	I2T tT=6400 кА2с	I2T tT=7938 кА2с

На РУ 110 кВ выбираем выключатели типа ВВБК-110Б-50/3150У1 и разъединители типа

РНДЗ.1-110/3200У1.

8.4 Выбор измерительных трансформаторов

8.4.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

- по напряжению установки:

, (8.9)

- по току:

, (8.10)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по конструкции и классу точности:

- по электродинамической стойкости:

(8.11)

где i_у - ударный ток КЗ по расчету;

к_д - кратность электродинамической стойкости;

Iном - номинальный первичный ток трансформатора тока;

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

- по термической стойкости:

, (8.12)

где Вк- тепловой импульс по расчету;

к_{т -} кратность термической стойкости по [ ],

t _т - время термической стойкости по [ ].

- по вторичной нагрузке:

Z₂ Z₂ном, (8.13)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z₂ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Для примера приведём выбор трансформатора тока в цепи генератора ТВВ - 320 - 2. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ - 20 - 12000 - 300, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод [ ], ТШ 20-12000/5.

8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки

, (8.17)

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

, (8.18)

где -- номинальная мощность в выбранном классе точности.

Для примера приведём выбор трансформатора напряжения в цепи потребителя 6.3кВ.

Таблица 8.7 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Нименование прибора	Тип прибора	Sодн.обм.	Nкат	Cos	Sin	Колич. Приборов	Мощн. Вт	Мощн. ВА
Счётчик активной энергии	СА3 - И681	2.5	2	0,38	0,925	4	20	48,68
Счётчик активной энергии	СР4 - И679	4	2	0,38	0,925	4	32	77,89

Суммарная вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

S₂= , (8.19)

Тогда

S₂==136.8 ВА

Выбираем трансформатор напряжения типа 2НОМ-10.

Условие 8.11 выполняется (6,3 < 10).

По условию 8.12 ТН также проходит ().

8.5 Описание конструкции ОРУ-330кВ

Для схемы с полутора выключателями применяется компоновка с трехрядной установкой выключателей. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. В таком ОРУ необходимо сооружение дорог вдоль трех рядов выключателей, что значительно увеличивает длину ячеек(157,4 м). Расстояние между фазами выключателей 330 кВ принимается 7.5-8 м для того, чтобы автокран мог подъехать к любой фазе во время монтажа или ремонта. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами, баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. ОРУ ограждаются.

Сборные шины выполнены жесткими, что облегчает их монтаж. Сборные шины выполнены трубами, закрепленными на изоляторах, которые установлены на железобетонных опорах высотой 4.6 м. Шинные разъединители ниже сборных шин, причем все три полюса под средней фазой. Разъединители шинных аппаратов и линейные крепятся на опорных конструкциях высотой 2.5 м. Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые одновременно служат пешеходными дорожками. В местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

9. Охрана окружающей среды

В процессе сжигания топлива минеральные примеси и несгоревшие органические остатки переходят в поток газов во взвешенном состоянии и загрязняют атмосферу, оказывают вредное воздействие на живые организмы, увеличивают износ механизмов, вызывают коррозию металлов, разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.

9.1 Выбросы оксидов серы.

Массовый выброс SO₂ и SO₃ в атмосферу в пересчете на SO₂ при отсутствии специальных сероулавливающих устройств рассчитывается по формуле:

;

где: S^P - содержание серы в топливе;

- доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котлах;

- доля оксидов серы, улавливаемых в золоулавителе.

г/с.

9.2 Выбросы оксидов азота.

Массовый выброс оксидов азота в атмосферу в пересчете на NO₂ с дымовыми газами котла расчитывается по формуле:

;

где: k - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота;

₁ - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого мазута;

₁, r - коэффициенты, характеризующие эффективность воздействия рециркуляции газов, подаваемых в наружный канал горелок;

₂ - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (прямоточные);

₃ - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;

₁ - коэффициент, характеризующий снижение выбросов при двухступенчатом сжигании топлива.

В-расход натурального топлива за рассчитываемый период, г/с

9.3 Выбросы оксидов ванадия

Массовый выброс оксидов ванадия в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

где: - содержание оксидов ванадия в сжигаемом мазуте определяется по формуле:

;

г/с.

9.4 Выбросы оксида углерода

Массовый выброс оксидов углерода в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

где: С_СО - выход оксида углерода при сжигании мазута определяемый по формуле

кг/т, тогда:

г/с.

9.5 Выбросы канцерогенных веществ

Среди продуктов сгорания топлива наибольшей канцерогенной активностью обладает бенз-а-пирен C₂₀H₁₂, представляющий собой твёрдое кристаллическое вещество в виде игл медно-желтого цвета. Бенз-а-пирен принято считать своеобразным индикатором канцерогенной среды. Кроме него в продуктах сгорания содержатся и другие ароматические углеводороды, но они обладают более слабыми канцерогенными свойствами.

Для расчета выбросов бенз-а-пирена ориентировочно принимаем его концентрацию q_БП = 10 мгк/ 100 м³. Тогда выброс БП в атмосферу определим как:

,

где:

м³/с

- объемный расход уходящих газов.

г/с.

9.6 Расчет и выбор дымовой трубы

Высоту дымовой трубы выберем по условиям отвода газов и рассеивания содержания в них SO₂, NO₂, летучей золы и других вредных выбросов выбираем при работе ТЭЦ на мазуте:

,

где: - для одноствольной трубы;

А=160 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы ( для РБ);

m=0,9 при w₀=20 м/с - коэффициент учитывающий условия выхода газов из устья трубы;

г/с

- массовый суммарный выброс SO₂ и NO₂;

F=1 - коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей в атмосфере;

ПДК - предельно допустимые концентрации;

C_Ф - фоновые концентрации;

T=138-30=108 ^оС

- разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень.

Тогда высота дымовой трубы:

м.

Принимаем трубу стандартной высоты 180 м.

Определим внутренний диаметр трубы на выходе:

м.

Снижение выбросов азота на ТЭЦ и одновременно других вредных газообразных веществ достигается применением рециркуляции дымовых газов, двухступенчатым сжиганием топлива, применением конструкций горелок реализующих ступенчатый метод сжигания топлива, применением присадок.

10. Выбор и описание компоновки главного корпуса

Компоновкой главного корпуса ТЭЦ называют взаимное расположение отдельных помещений, оборудования в строительных конструкциях. Компоновка главного корпуса обеспечивает надежную, безаварийную, безопасную и удобную эксплуатацию оборудования, возможность его ремонта, удобство монтажа, высокую механизацию работ, соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований, экономичность сооружения, удобство расширения станции.

На проектируемой ТЭЦ принимаем закрытую компоновку главного корпуса. Для корпуса ТЭЦ используем сборный железобетонный каркас, состоящий из колонн, опирающихся на монолитный фундамент. Шаг по колоннам - 12 метров. Машинный зал разделяют по высоте на две части: верхнюю, в которой находятся турбоагрегаты и нижнюю, в которой находится вспомогательное оборудование - конденсаторы турбин, регенеративные подогреватели, конденсатные и питательные насосы, трубопроводы охлаждающей воды и др.

В вверху машинного зала устанавливается мостовой электрический кран с основным крюком грузоподъемностью 50 т и малым крюком с грузоподъемностью 10 т. В перекрытии нижнего отделения устанавливаются проемы для обслуживания краном вспомогательного оборудования.