Расчет ПТС ТЭС Т-175-130

-дообессоливание на базе ионообменной технологии;

Принципиальная схема подготовки технологической обессоленной воды с двумя вариантами дообессоливания представлена на рис. №1.8 и № 1.9.



Рисунок 1.9 Принципиальная схема потоков обессоливающей установки с использованием ионного обмена

В данной работе для достижения указанного уровня обессоливания предлагается использовать вариант №1.9 - дообессоливание на базе ионообменной технологии, так как является более дешевым.

2. КОНСТРУКТОРСКИЙ РАСЧЕТ ДЕАЭРАТОРА

2.1 Назначение, устройство и работа деаэратора

Деаэраторы повышенного давления (ДПВ) в тепловой схеме станции выполняют целый ряд функций: помимо своей основной -- деаэрации питательной воды, они служат ступенью подогрева в регенеративной схеме подогрева воды, аккумулирующей и буферной емкостью между конденсатными и питательными насосами, являются источником пара постоянного давления и температуры, а также местом ввода в схему разного рода высокопотенциальных дренажей. Однако основной функцией деаэраторов является удаление из питательной воды коррозионно-активных газов. Такими газами являются кислород (02) и свободная двуокись углерода (С02).

На рисунке 2.1 представлена принципиальная схема деаэратора. Установка состоит из деаэрациоиной колонки и бака аккумулятора. Подача деаэрируемой воды осуществляется в верхнюю, а греющего пара в нижнюю часть колонки. Поступающая в бак-аккумулятор вода имеет температуру, близкую к температуре насыщения. Процесс дегазации воды в основном осуществляется в колонке, хотя и в баке-аккумуляторе за счет отстоя происходят частичное выделение мельчайших пузырьков газа и их удаление.

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема деаэратора

1 - деаэраторная колонка; 2 - бак-аккумулятор; 3 - охладитель выпара; 4 - регулятор давления. 5 - регулятор уровня; 6 - гидравлический затвор; 7 - предохранительный клапан: 8--подвод химически очищенной воды; 9 - подвод основного конденсата; 10 - подвод дренажа подогревателей высокого давления; 11 - подвод греющею пара; 12 - отвод деаэрированной воды; 13 - отвод выпара; 14 - выхлоп в атмосферу; 15 - дренаж; 16 - теплообменник для охлаждения проб воды; 17 - водоуказательное стекло.

Эффективность деаэрации воды в деаэраторах зависит от конструкции деаэраторов, давления, при котором происходит деаэрация, а также от режима эксплуатации.

По способу организации контакта воды с греющим паром деаэраторы разделяются на пленочные, струйные, капельные, барботажные и комбинированные, сочетающие в себе два или несколько из перечисленных способов увеличения свободной поверхности воды.

Нагрев деаэрируемой воды до температуры насыщения еще не является достаточным условием для качественной деаэрации. Не менее важной задачей является создание условий для быстрой эвакуации выделившихся из воды газов. В деаэраторных колонках газы удаляются паровой продувкой колонки снизу вверх навстречу потоку падающей воды, после чего парогазовая смесь удаляется в атмосферу. Этот поток называется «выпаром». Данные эксплуатации показывают, что эффективность деаэрации в значительной мере зависит от величины «выпара» (рисунок 2.2). Для деаэраторов повышенного давления эта величина не должна быть ниже 1.5--2 кг пара на тонну воды.



Рисунок 2.2 Зависимость эффективности деаэрации от величины выпара.

На эффективность деаэрации влияет также температура поступающей в деаэратор воды. С повышением температуры воды, подводимой к деаэратору, вязкость и поверхностное натяжение воды уменьшаются, скорость диффузии кислорода в слое воды возрастает и эффект деаэрации улучшается. Однако подавать в колонку воду с температурой, близкой к температуре насыщения, тоже не рекомендуется, поскольку это сокращает расход греющего пара и ухудшает условия вентиляции колонки. Минимальный нагрев воды в деаэраторе должен быть не ниже 5--6°С. Величину нагрева порядка 10--15°С следует считать оптимальной.

В настоящее время в установках высокого давления применяются деаэраторы повышенного давления 0,6 - 1,2 МПа. Это позволяет уменьшить число ПВД. а также улучшить условия деаэрации.[4]

2.2 Исходные данные

Давление в деаэраторе: р = 0,59 Мпа

Температура насыщения: tн = 158.18 оС

Энтальпия пара по насыщению: h'' = 2755,4 кДж/кг

Удельный объём сухого насыщенного пара (по tн): Vп = 0,32071 кг/м3

Энтальпия жидкости по насыщению: h' = 667,65 кДж/кг

Расход основного конденсата: Dок = 183,64 кг/с

Энтальпия основного конденсата: hок = hв4 = 642,24 кДж/кг

Расход дренажа из вышестоящего ПВД:

DПВД = Dп1 + Dп2 + Dп3 + Dу = 9,72+8,57+12,53+2 = 32,82 кг/с

Энтальпия дренажа из вышестоящего ПВД: hПВД = 829,6 кДж/кг

Расход питательной воды: Dпв = 216,51 кг/с

Энтальпия питательной воды: hпв = h' = 667,65 кДж/кг

Расход греющего пара из отбора турбины: Dд = 0,865 кг/с

Энтальпия греющего пара: hд = 2978 кДж/кг

Расход пара из уплотнений штоков: Dшт = 0,63 кг/с

Энтальпия свежего пара: hшт = h0 = 3474 кДж/кг

Расход пара из расширителя непрерывной продувки: D''пр = 1,39 кг/с

Энтальпия пара из расширителя: h'пр = h'' = 2756,13 кДж/кг

Расход пара на эжектор и уплотнения: Dэу = 2,835 кг/с

Удельная теплота парообразования: r = h'' - h' = 2756,13 - 667,65 = 2088,48 кДж/кг

2.3 Тепловой расчёт деаэратора

Проверка теплового баланса:

Входящие потоки: Di hi =

Исходящие потоки: Dэу hд + Dпв hпв =

Проверка материального баланса:

Расходы входящих потоков = 219,345 кг/с

Расходы исходящих потоков = 219,345 кг/с

Суммарный расход воды, подающийся в водораспределитель:

Dок = D1 = 183,64 кг/с

Энтальпия воды в водораспределителе:

hок = hв4 = 642,24 кДж/кг

Температура воды в водораспределителе:

tв1 = f (р; hв4) = 152,27 0С

Горячие потоки (греющий пар и конденсат ПВД) поступают в нижнюю часть колонки деаэратора. При этом за счёт теплоты перегрева греющего пара из потока конденсата ПВД образуется пар в количестве, которое может быть определено из уравнений теплового и материального балансов:

(2.1)

где расход насыщенного пара в деаэраторе ниже активной зоны.

расход воды в деаэраторе ниже активной зоны.

отсюда находим:

5,74 кг/с

29,97 кг/с

Принимаем диаметр отверстий в днище тарелки d=0.005 м и высоту подпора воды на тарелке при расчетной нагрузке h=0.05 м [5].

Скорость истечения воды из отверстий тарелки:

(2.2)

м/с.

Необходимое число отверстий в тарелке:

(2.3)

шт.

Площадь тарелки, занятая отверстиями, размещёнными в шахматном порядке с шагом S = 1,5d0 = 0,0075 м.

Fтар= (2.4)

Fтар== 0,301 м2

Принимаем наружний диаметр размещения отверстий в тарелке 2 м, тогда внутренний диаметр[5]:

(2.5)

м.

Площадь живого сечения для прохода по внутренней границе струйного отсека при длине струй l = 0,6 м:

(2.6)

м?

Площадь живого сечения для прохода по внешней границе струйного отсека:

(2.7)

м?

Скорость пара на входе в струйный отсек:

(2.8)

м/c

Скорость пара на выходе из струйного отсека:

(2.9)

м/c

Средняя скорость пара в струйном отсеке:

энергоблок турбина деаэратор воздухоподогреватель

(2.10)

м/c

Температурный подогрев воды в струйном отсеке:

 (2.11)

A=0.05-коэффициент зависящий от теплофизических свойств воды и пара [5].

tв2=157,87 ?С, кДж/кг

Количество пара, конденсирующегося в струйном отсеке пара.

(2.12)

кг/c

Концентрация кислорода в потоке воды, поступающем в водораспределительное устройство, СисхО2 = 100 мкг/кг. Концентрация кислорода в потоке воды, поступающем на барботажную тарелку, определяется по выражению:

(2.13)

откуда С2 = 15,5 мкг/кг

Расход пара, поступающего на барботажную тарелку:

Dп.барб. = Dд = 0,865 кг/с

Общий расход воды через барботажную тарелку:

(2.14)

кг/с

Принимаем ширину порога барботажной тарелки b=2м при диаметре колонки dк = 2,4 м [5]

Расход воды через 1 м ширины водослива барботажной тарелки:

(2.15)

кг/м с

Высота слоя воды над порогом водослива:

(2.16)

м

Высота слоя воды на барботажной тарелке

h0=hп+hв=0.1+0.17=0.27 м (2.17)

Минимально допустимая скорость пара в отверстиях барботажной тарелке:

(2.18)

м/с

Принимаем расчетную скорость пара в отверстиях барботажного листа wп=3.5wмин=3.5 11.67=40,84 м/c [5].

Живое сечение для прохода пара в барботажном листе:

(2.19)

м?

Необходимое число отверстий при d0 = 0,005 м

(2.20)

шт.

Высота паровой подушки под барботажным листом. При коэффициенте гидравлического сопротивления дырчатого барботажного листа ?=1.8 и поверхностном натяжении воды ?=0.0454 H/м.

(2.21)

м.

Из конструктивных соображений принимаем ширину и длину барботажной области равными ширине водослива. Диаметр пароперепускного патрубка гидрозатвора dвых принимаем равным 0,45 м. Тогда площадь барботажной области (площадь тарелки, занятой отверстиями)

(2.22)

м2

Приведённая скорость пара при барботаже:

(2.23)

Высота динамического слоя жидкости на тарелке

(2.24)

Количество кислорода, подлежащего удалению при барботаже (СвыхО2 = 10 мкг/кг)

(2.25)

Скорость течения воды на барботажном листе:

(2.26)

Коэффициент массопередачи на барботажной тарелке:

(2.27)

Среднелогарифмический концентрационный напор:

(2.28)

Необходимая площадь барботажной тарелки:

(2.29)

2.4 Расчет на прочность элементов деаэратора

Расчет толщины стенки деаэратора:

(2.30)

где: P=0.59 МПа - расчетное избыточное давление.

Dв=3 м - внутренний диаметр днища.

[?]=128 Мпа - номинально допускаемое напряжение для материала колонки. [6]

Сталь15К - материал днища.

?=0.85 - ослабление цилиндрических элементов продольным сварным швом.

С=0.002 м - прибавка к расчетной толщине стенки.

м.

Принимаем номинальную толщину стенки деаэратора: Sном=0.02 м.

Расчет толщины днища корпуса с учетом крепления отверстия штуцером.

Минимальная толщина стенки днища при ?=1, С=0.

(2.31)

м.

Минимальная расчетная толщина стенки штуцера при ?=1, С=0.

(2.32)

где: d=0.092 м - внутренний диаметр штуцера.

[?]ш=130.23 МПа - номинально допускаемое напряжение для материала штуцера. [6]

Сталь20 - материал штуцера.

м.

Высота укрепляющего участка штуцера, расположенного снаружи днища.

(2.33)

где: dн=0.108 м - наружный диаметр штуцера.

Sш=0.008 м - номинальная толщина стенки штуцера.

Сш=0.002 м - прибавка на коррозию к расчетной толщине стенки штуцера.

м.

Площадь укрепляющего сечения штуцера на участке, расположенном снаружи днища.

(2.34)

м?

Высота укрепляющего участка штуцера, расположенного внутри днища.

(2.35)

м.

Площадь укрепляющего сечения штуцера на участке, расположенном внутри днища.

(2.36)

м?.

Сумма компенсирующих площадей укрепляющих деталей.

?f=fн.ш.+fв.ш (2.37)

?f=0.000284+0.00016=0.00044 м?

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Назначение, устройство и работа воздухоподогревателя

Теплообменный аппарат - это устройство, в котором осуществляется передача теплоты от горячего теплоносителя холодному (нагреваемому). Теплоносителями могут быть газы, пары, жидкости. В зависимости от назначения теплообменные аппараты используют как нагреватели и как охладители. Теплообменники широко применяются в энергетике: подогреватели высокого давления, подогреватели низкого давления, экономайзеры, пароперегреватели, конденсаторы, подогреватели в паросиловых установках, а также и в других целях.

По способу передачи теплоты теплообменники подразделяют на рекуперативные, регенеративные и смесительные. В данной работе рассматривается воздухоподогреватель, который относится к рекуперативным.

В рекуперативных теплообменниках каналы, по которым движутся горячий и холодный теплоносители, теплота передается через разделяющую их стенку. При неизменных параметрах теплоносителей на входе, остаются постоянными во времени, и параметры теплоносителей в любом из сечений каналов, т.е. процесс теплопередачи имеет стационарный характер. Поэтому рекуперативные теплообменники называют также стационарными.

Часть теплообменника, в которой происходит процесс передачи теплоты, называют теплопередающей матрицей. Подвод теплоносителей к матрице и отвод их осуществляется по входному и выходному коллекторам. В зависимости от направления движения теплоносителей рекуперативные теплообменники могут быть прямоточными при параллельном движении теплоносителей в одном направлении, противоточными при параллельном встречном движении и перекрёстными при взаимно перпендикулярном движении.

В матрице теплоносители могут совершать один или несколько ходов. В соответствии с этим теплообменники называют, например, одноходовым по горячему теплоносителю и двухходовым по холодному теплоносителю. При увеличении количества ходов возрастает скорость движения теплоносителя, что ведет к интенсификации теплообменника. Однако при этом растут гидравлические потери и затраты энергии на обеспечение движения теплоносителя. В зависимости от назначения производственных процессов в качестве теплоносителей могут применятся различные газообразные, жидкие и твердые тела.

Дымовые газы могут применятся в теплообменниках для нагрева, выпарки и термической обработки газообразных, жидких и твердых веществ. Достоинство дымовых газов как теплоносителя является возможность достижения высокой температуры при атмосферном давлении, недостатками - громоздкость аппаратуры, обусловленная низкой теплоотдачей от газов к стенке, сложность регулирования рабочего процесса в теплообменном аппарате, пожарная опасность и сравнительно быстрый износ поверхностей теплообменника отложениями серы или золы, а также при чистке аппаратов.

Воздухоподогреватели в паровых котла предназначены для подогрева поступающего в топку воздуха для интенсификации радиационного тепловосприятия экранов и снижения потери от химического и механического недожогов топлива, охлаждения продуктов сгорания до технически и экономически оправданного предела. Увеличение температуры подогрева воздуха на 100°С повышает примерно на 50°С температуру горения топлива, что способствует уменьшению необходимых поверхностей нагрева. Снижение температуры уходящих газов на 20°С повышает КПД котла примерно на 1%.

Экономически выгоднее повышать температуру воздуха именно перед зоной горения. Чем выше температура воздуха, тем интенсивнее идут процессы смесеобразования и сжигания. Воздух в данном случае - не балластный теплоноситель, а смесь газов, участвующая в процессе сжигания углеводородов. Воздух нужно подогревать для снятия тепла уходящих газов именно в зоне после экономайзера - это экономичнее, чем воздух греть в водяном или электрическом калорифере, или же использовать теплый воздух помещения. Температура насыщения среды в испарительных поверхностях нагрева при давлении более 1 МПа выше требуемой температуры продуктов сгорания уходящих из котла, поэтому при завершении в них теплоиспользования нельзя обеспечить должную тепловую экономичность установки. Поэтому в современных котлах использование теплоты продуктов сгорания завершается в экономайзере и воздухоподогревателе. В экономайзере подогревается питательная вода и иногда происходит ее частичное испарение.

Наличие экономайзера и воздухоподогревателя при температуре поступающих в них воздуха и питательной воды меньшей, чем температура насыщения, обеспечивает возможность охлаждения продуктов сгорания до технически и экономически оправданного предела.

Температура питательной воды для энергетических котлов с давлением пара более 3,93 МПа согласно ГОСТ 3619-89 принимается равной 150, 215 и 230 °С в зависимости от развития регенеративного подогрева воды, осуществляемого с целью повышения экономичности работы электростанции. Для котлов производственного назначения температура питательной воды после ее термической деаэрации составляет 104 °С. Таким образом, для энергетических котлов температура питательной воды должна быть выше температуры уходящих из котла продуктов сгорания, и по условиям организации теплообмена необходимо применение теплоносителя с более низкой начальной температурой, которым и является воздух. Следовательно, тепловосприятие в энергетических котлах должно завершаться в воздухоподогревателе.

Экономически выгоднее, чтобы температура подогрева воздуха была выше, чем температура питательной воды после экономайзера. Увеличение поверхности нагрева воздухоподогревателя при повышенной температуре подогрева воздуха компенсируется уменьшением более дорогой и ответственной поверхности нагрева экономайзера.

Конечная температура подогрева воздуха в воздухоподогревателе выбирается в зависимости от вида сжигаемого топлива и типа топочного устройства. Температуру подогрева воздуха при сжигании природного газа и мазута рекомендуется принимать 200--300 °С, а при слоевом сжигании топлива 200--250 °С. Этим определяется возможность применения одноходовой компоновки экономайзера и воздухоподогревателя для котлов, работающих на указанных топливах. Для котлов, работающих на влажном пылевидном твердом топливе, целесообразен подогрев воздуха до 350--400 °С, и для таких установок применяется двухступенчатая компоновка. Дальнейшее повышение температуры подогрева воздуха ограничивается необходимостью применения при tв''>450 °С легированных металлов или специальных материалов, или специальных сложных конструкций воздухоподогревателей. Температура продуктов сгорания на входе в трубчатый воздухоподогреватель по условиям окалинообразования трубных досок не должна превышать 530 °С.

Таким образом, можно сделать вывод, для поддержания стабильного и качественного процесса горения, необходима оптимальная и стационарная температура подогретого воздуха. Температура воздуха после воздухоподогревателя зависит от температуры (холодного) воздуха подаваемого в воздухоподогреватель и от расхода дымовых газов через воздухоподогреватель.

3.2 Исходные данные для расчета воздухоподогревателя:

Диаметр труб - dн = 0,04 м

Толщина стенки труб - ?ст = 0,0015м

Пучок - шахматный - s1 = 0,06 м, s2 = 0,042м

Скорость газов - wг = 11 м/с

Скорость воздуха - wв = 7,7 м/с

Температура воздуха - на входе t'в = 50оС, на выходе t"в = 250оС

3.3 Расчетная часть

В данном разделе бакалаврской работы проведен тепловой расчет и компоновка воздухоподогревателя для котла марки Е-820-140 ГМ, а также установлены зависимости температуры подогретого воздуха от температуры (холодного) воздуха подаваемого в воздухоподогреватель и от расхода дымовых газов через воздухоподогреватель.

Геометрические параметры ВП и газохода

Тепловосприятие ВП:

Qвп= ?тV0Вr(h"в - h'в) (3.1)

где: Вr-расчетный расход топлива (м3/с);

V0-действительные объемы продуктов сгорания (м3/ м3);

?т-коэффициент избытка воздуха;

Энтальпия воздуха:

hв = св tв, (3.2)

на входе - h'в =(1,287+1,2012·10-4·50) 50 =64,65 кДж/кг;

на выходе - h"в =(1,287+1,2012·10-4·250) 250 = 329,26 кДж/кг;

Qвп= 1,05·9, 81·7,56· (329,26- 64,65) = 20602,2 кВт.

Энтальпия газов на выходе из воздухоподогревателя:

h''г= сг tг, (3.3)

h"г =(15,645+1,967·10-3·120) 120 = 1906,7 кДж/кг.

Энтальпия газов на входе в воздухоподогреватель:

h'г= h''г+ Qвп/(?Вr), (3.4)

h'г = h''г+ Qвп/(?Вr)= 1906,7+42464,4/( 0,9992·7,56)= 4633,6 кДж/кг.

Температура газов на входе в ВП:

, (3.5)

оС

Средняя температура в ВП:

газов - г = 0,5('г + "г) = 0,5(285,89+ 120) = 202,95оС;

воздуха - tв = 0,5(t'в+ t"в) = 0,5(50+250) = 150 оС.

«Живое» сечение ВП для прохода газов:

, (3.6)

м2.

«Живое» сечение ВП для прохода воздуха:

 (3.7)

м2.

Общее количество труб в пакете ВП:

, (3.8)

где - поперечное сечение трубы пучка ВП:

м2;

шт.

Число труб в поперечном ряду:

n1=(aвп- s1)/ s1 (3.9)

где aвп - ширина воздухоподогревателя

n1 =(12,9-0,06)/0,06=214 шт.

Высота одного хода ВП:

, (3.10)

м,

где kз=1 - dн/s1 = 1 - 0,04/0,06 = 0,333 - коэффициент загромождения;

kт = 1 - технологический коэффициент.

Коэффициент теплоотдачи от газов для шахматных пучков:

(3.11)

где ?s-- поправочный коэффициент, зависящий от шага труб в пучке; ?= ?'·М?= 0,0385 -- теплопроводность продукта сгорания при средней температуре потока, кВт/(м K); ?= ?'М?=30·10 -6 -- кинематическая вязкость продуктов сгорания при средней температуре потока, м2/с; Рr = Рr'МРr = 0,698-- число Прандтля. dэк -эквивалентный диаметр, определяется как:

(3.12)

U=2·( aвп+h1)+2· n1· h1=2·( 12,9+2,95)+2· 214· 2,95=1296,

м;

Значения ?, ? и Рr определяются по графическим зависимостям МУ.

Вт/(м2*К).

Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к рабочему телу ?2 определяется следующим образом.

(3.13)

Поправки Ct, Cd и Сl, при движении рабочего тела внутри трубы принимаются равными единице. ?= ?'·М?= 0,041 -- теплопроводность воздуха при средней температуре потока, кВт/(м K); ?=?'М? = 30·10 -6 -- кинематическая вязкость воздуха при средней температуре потока, м2/с; Рr = Рr'МРr = 0,672-- число Прандтля.

Вт/(м2*К).

Расчет коэффициента теплопередачи:

(3.14)

где ?= 0,95 -- коэффициент тепловой эффективности;

Вт/(м2*К).

Температурный напор -- усредненная по поверхности нагрева разность температур между теплообменивающимися средами -- определяется по формуле:

(3.15)

где ?tb = ?ух - t'вп = 120 - 50 =70оС; ?tM = ?'вп - t''вп =285,89 - 250= 35,89 оС -- больший и малый перепады температур между средами на концах поверхности нагрева

оС.

Расчетная поверхность нагрева:

, (3.15)

м2.

Поверхность одной трубы:

, (3.16)

м2.

Общая высота ВП:

, (3.17)

м.

Количество ходов ВП:

Z = L/h1, (3.18)

Z = 10,56/2,95=3,4;

принимаем Z' =3.

Действительная скорость газов:

wгд = wг·( Z'/ Z), (3.19)

wгд = 11· (3/3,4)=9,7 м/с.

Высота одного хода ВП:

h'1=h1· (Z/ Z' ), (3.20)

h'1=2,95· (3,4/ 3)=3,34 м.

Высота первого хода ВП:

hI=h'1· 0,75, (3.21)

h1=3,34· 0,75= 2,5 м.

Высота следующего хода ВП:

hII= (L - hI)/( Z' - 1), (3.22)

hII= (10,56 - 2,5)/( 3 - 1)=4 м.

Определение числа труб в одном ряду вдоль течения воздуха:

n'2= nг/n1, (3.23)

n'2= 12821,7/214= 59,9 ? 59 шт.

Глубина ВП:

bвп = n'2·s2+s2, (3.24)

bвп = 59·0,042+0,042=2,52 м.

Аналогичным образом в программе Mathcad были произведены расчеты воздухоподогревателя для котла работающего с расходом пара

D0=500 , D0=580 , D0=660 , D0=740 , D0=820

На рисунке 3.1 приведен график зависимости подаваемого расхода дымовых газов на воздухоподогреватель и температуры наружного воздуха.



Рисунок 3.1

Из графика видно, что при снижении температуры наружного воздуха, для поддержания стационарной температуры воздуха на выходе из воздухоподогревателя, следует повышать расход дымовых газов.

Для регулирования расхода дымовых газов используется система поворотных шиберов.

4. ПРИРОДООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ

4.1 Сточные воды энергообъектов и их очистка

Предотвращение загрязнения общественных водоемов сточными водами тепловых энергообъектов металлургических предприятий, очистка и повторное использование этих вод являются в настоящее время в соответствии с принятыми законами по охране окружающей среды важнейшими задачами проектирования и эксплуатации тепловых энергообъектов и их водоподготовительных установок.

Используются следующие основные способы очистки сточных вод:

1. Сброс в циклы, в которых требования к воде позволяют использовать сбрасываемую воду;

2. Нейтрализация;

3. Окисление вредных примесей;

4. Разбавление и сброс в водоемы;

5. Удаление вредных примесей и повторное использование.

4.2 Сбросные воды после прямоточного охлаждения конденсаторов турбин

Сбросные воды после прямоточного охлаждения конденсаторов турбин, воздухоохладителей и маслоохладителей с температурой на 8--15 °С выше температуры воды в водоеме с биохимической точки зрения считаются "условно чистыми". Единственным "загрязнителем" этих вод является вносимое ими в водоем тепло, нарушающее во всем водоеме (при небольших его размерах) или в отдельных частях его тепловой и биохимический режимы. Повышение температуры воды в водоеме на 5 °С и более, особенно в летнее время, усиливает жизнедеятельность микроорганизмов, рост водорослей и снижает содержание в воде кислорода, необходимого для жизнедеятельности рыб и других высших организмов. Процессы эти усиливаются, если сбрасываемая в водоем вода содержит биологически активные вещества (РО43-, NO3, К+). Усиленный рост микроорганизмов и водорослей в водоеме, отмирание водорослей и гниение их ухудшают процессы известкования, коагуляции, отстаивания и фильтрования воды на предочистках, что приводит к забиванию ими труб и конденсаторов паровых турбин. Рост водяных растений вызывает заболачивание прибрежных участков водоема, сокращение его активной водоохлаждающей поверхности, повышение температуры охлаждающей воды и, в конечном счете, ухудшение вакуума и перерасход топлива. Борьба с усиленным ростом микроорганизмов, водорослей, растений ведется путем хлорирования воды, применения медного купороса, гербицидов, дефолиантов, а также разведением в водоемах травоядных, теплолюбивых рыб -- белого амура, толстолобика и др.

Количество сбрасываемой теплой воды при прямоточном водоснабжении достигает 60--100 кг воды на 1 кг пара, конденсируемого в конденсаторах турбин.

Продувочная вода сбрасывается в количестве 1--2 % от часового расхода оборотной воды. В ряде случаев при невысокой минерализованности продувочная вода оборотных циклов энергообъектов может поступать на ВПУ и в оборотные циклы конвертерных и прокатных цехов, газоочисток и других производств, не предъявляющих к воде повышенных требований. Это уменьшает сброс продувочных вод в общественные водоемы и нарушения биохимического режима их.

4.3 Сточные воды от мазутных хозяйств энергообъектов

Количество этих вод невелико (2-10 м3/ч), загрязненность мазутом - от 10-15 до 1000 мг/л. Причиной попадания мазута в сточные воды является смыв разлитого мазута с поверхности почвы вследствие неровностей площадки, а также из-за плохого качества (проницаемости) стенок железобетонных мазутохранилищ и разрыва трубок подогревателей. К этой же группе сточных вод примыкают воды от охлаждения подшипников вращающихся механизмов и смыва полов в помещениях электростанций, а также от маслохозяйств станций. Количество их также невелико -- до нескольких десятков кубических метров в час, загрязненность маслами -- до 10--15 мг/л. Общее количество масел, попадающее в сточные воды, практически равно количеству масла, доливаемого в масляные системы охлаждения (трансформаторы, масляные выключатели, подшипники и др.), если не организовано его улавливание.

Сточные воды и конденсат мазутных хозяйств и станций, загрязненные нефтепродуктами, должны сначала отстаиваться в мазутоловушках. Там мазут и масла удаляются на 98--99 % от содержания их в первичных стоках при остаточном содержании 10--50 мг/л. Отстой продолжается в проточных ловушках не менее 2 ч, в ловушках периодического действия 6-8 ч. Загрязненную мазутом воду для улучшения расслаивания мазутных эмульсий следует подогревать до 50-60 °С. После ловушек воду, содержащую мазут или масла, преимущественно в эмульгированном состоянии следует направлять во флотомашины. Во флотомашины должен подаваться раствор коагулянта (50-70 мг/л А12(SO4)3·18H2O) для коагуляции частичек нефтепродуктов. В напорных флотомашинах сжатым воздухом насыщают находящуюся под давлением воду, из которой при последующем снижении давления выделяются мельчайшие пузырьки воздуха, увлекающие за собой на поверхность жидкости капельки масла и хлопья коагулянта, образующие прочную пену. При исходном содержании нефтепродуктов в воде до 200 мг/л содержание их после флотации снижается до 8-10 мг/л, т.е. в 10--20 раз. При безнапорной флотации воздух в воду подается при помощи импеллеров (турбинок) или водовоздушных эжекторов.

Многоступенчатая флотация в 2--4 ступени позволяет обходиться без ловушек и более полно удалять нефтепродукты (до 5--8 мг/л). После ловушек и флотомашин полуочищенные масла воды (или конденсат) должны направляться на механические (зернистые, целлюлозные или тканевые) фильтры. Скорость фильтрования через безнапорные зернистые фильтры с размером зерен 0,5-2 мм 0,1-0,3 м/ч, через напорные 5 м/ч, через тканевые 1 м/ч, через намывные, напорные, целлюлозные фильтры при одновременном обезжелезивании до 20 м/с. Оптимальное содержание мазута или масел перед механическими фильтрами 5--10, максимум 30 мг/л. Конечное содержание (1 -- 3 мг/л) зависит от исходного содержания и свойств масел, высоты слоя и размеров зерен загрузки. Конечная ступень очистки замасленных вод (конденсатов) -- фильтрование через одну или две ступени сорбционных фильтров, загруженных обезмасливающим активированным углем. Перед сорбционными фильтрами содержание масел не должно превышать 3-5 мг/л. После одной ступени фильтрования остаточное содержание масел ~1,0 мг/л, после двух -- не более 0,5 мг/л. При нецелесообразности глубокой очистки загрязненные мазутом воды после ловушек и флотомашин следует направлять на осадительную предочистку ВПУ или смешивать с водой гидрозолоудаления и направлять на золоотвалы или в грязные циклы газоочисток металлургических цехов. В результате дополнительной очистки частичками золы и разбавления содержание мазута и масел в воде, сливаемой с золоотвалов, обычно не превышает норм.

4.4 Сбросные воды систем гидрозолоудаления

В сбросных водах систем гидрозолоудаления (ГЗУ) тепловых электростанций, отапливаемых зольными твердыми топливами (углем, сланцами, торфом, щепой), в зависимости от месторождения и сорта топлива меняются количество и состав золы, содержание в ней нерастворимых и водорастворимых соединений, в том числе свободных щелочей (CaO, NaOH, Na2CO3 и др.). При содержании в золе более 10 % водорастворимых свободных щелочей обычно имеют место цементация частичек золы и обрастание золопроводов в результате реакции щелочей золы с Са2+ и Mg2+, содержащимися в транспортирующей воде. При значительном содержании в топливе серы зола может иметь кислую реакцию вследствие содержания в ней H2SO4, Н2SО3 и их кислых солей. К этой же категории относятся воды после обмывки поверхностей нагрева, которые также могут быть и кислыми, и щелочными в зависимости от сорта топлива. Обмывочные воды наружных поверхностей нагрева теплоутилизационных парогенераторов, а также сточные воды газоочисток предприятий черной металлургии в зависимости от состава горючих газов и вида процесса содержат:

а) после котлов-утилизаторов за мартеновскими печами и охладителями конвертерных газов - оксиды железа и частички унесенного шлака (SiO2, CaO, МgО, Аl2О3, Fе2О3). Они имеют обычно щелочную реакцию.

б) после котлов-утилизаторов за вращающимися печами для обжига извести и доломита -- взвешенные частицы (CaO, СаСО3, МgО, МgСО3). Они имеют щелочную реакцию.

При наличии достаточного количества щелочной золы и транспортирующей воды ГЗУ, кислые воды после обмывки мазутных котлов целесообразно нейтрализовать щелочными водами ГЗУ. Нейтрализацию кислых вод ГЗУ и обмывочных вод мазутных котлов можно осуществлять, кроме известкового молока (обычно получаемого с ВПУ), шламом, продуваемым из осветлителей [СаСО3 + Мg(ОН)2 + Fе(ОН)3], и щелочной продувочной водой котлов и испарителей. Продувочную воду можно применять для обмывки наружных поверхностей нагрева непосредственно из котлов или после выделения из нее пара и охлаждения (из сборных резервуаров с помощью насосов). Возможно также применение сбросных вод после анионитных фильтров, непригодных вследствие большого содержания в них Nа2SiO3, Na2SO4, NaCl для других целей. При сбросе в систему ГЗУ сбросных вод после щелочения, химических промывок и консервации котлов состав вод, особенно поступающих в шлаконакопители ГЗУ, а также сбрасываемых из них, очень сильно меняется (соли, щелочи, кислоты, органические вещества). Смешивание обмывочных вод с водами после химических промывок недопустимо. Сливаемые с золоотвалов воды разомкнутых систем ГЗУ обычно имеют нейтральную или щелочную (рН 10--12) реакцию. Общее солесодержание их повышено, содержание взвеси после нескольких суток отстоя не превышает 20--50 мг/л, после зернистых фильтров -- до 10 мг/л.

При замкнутых (оборотных) системах ГЗУ возвращается вода с тем же содержанием взвеси и той же величиной рН, обычно до предела насыщенная растворимыми солями (CaSO4, Na2SO4 и др.). Солесодержание ее достигает 2500--3500 мг/л.

Чтобы не допустить загрязнения воды в водоеме (особенно в месте ввода), сброс воды с золоотвалов необходимо проводить рассосредоточенно и разбавлять ее водой водоема. При содержании в золе СаО + МgО + Na2O > 16% сливаемую воду следует разбавлять в 200 раз при сухих золоуловителях и в 100 раз при мокрых. При содержании этих примесей 10 и 15 % - соответственно в 50--100 раз, а при содержании щелочей <10 % -- в 50 раз при любых видах золоуловителей.

4.5 Продувочные воды парогенераторов, испарителей и паропреобразователей

Эти воды содержат все соли, присутствовавшие в питательной (химически обработанной) воде и введенные в нее: NaOH, Na2СО3, Na3PO4 и другие фосфаты, а также Na2SO4, NaCl, NaNO3, Na2SiO3 и в небольших количествах комплексоны. Общее содержание этих солей в продувочной воде от 500-1000 мг/л (парогенераторы высокого давления) до 30000-50000 мг/л (испарители).

Продувочную воду стремятся полностью использовать, выделить из нее тепло и пар в расширителях, тепло в теплообменниках. Ее используют для питания парогенераторов более низкого давления, испарителей, для подпитки закрытых теплосетей, фосфатирования циркуляционной воды (при невысокой щелочности и большом содержании в ней фосфатов), для растворения соли (при невысоком содержании сульфатов). Количество продувочной воды 1--5 % от паропроизводительности. После выделения пара в расширителях количество продувочной воды уменьшается на 15--25 % и настолько же возрастает концентрация солей. При сбросе в канализацию горячей щелочной продувочной воды котлов и испарителей и расхолаживании ее жесткой (>7--10 ммоль/л) водой канализация может зарастать отложениями СаСО3, Са3(Р04)2.

4.6 Сбросные воды водоподготовительных установок

Эти воды обычно загрязнены взвесью, кислотами, щелочами и нейтральными солями и образуются на одной и той же ВПУ на разных этапах обработки воды. Количество сточных вод зависит как от схемы обработки воды, так и от количества содержащихся в исходной воде и удаляемых при обработке ее загрязнений, от качества реагентов (коагулянта, извести, поваренной соли) и наличия в них балласта.

Ниже приводятся краткие сведения о сточных водах ВПУ, ориентировочных количествах их, содержащихся в них загрязнениях и способах очистки или утилизации с целью сокращения сброса этих вод и загрязнения ими водоемов.

1. Сбросные воды реагентного хозяйства содержат примеси реагентов, применяемых на водоподготовительных установках (CaO, FeSO4, Аl2(SO4)3, NaCl, Н2SO4, NaOH, СаСО3), и песок, содержащиеся в извести, нерастворимые остатки, содержащиеся в реагентах. Концентрация примесей может быть значительна, но количество этих вод невелико (0,1--0,5 % от количества обработанной воды). Поступление этих вод периодическое, не регулярное. Целесообразно направлять их в систему ГЗУ или на иловые площадки. Перед сбросом в водоемы взвешенные примеси должны быть удалены, а содержание растворенных примесей доведено до допустимых значений путем разбавления технической водой.

2. Продувочные воды осветлителей получаются более или менее постоянно, ежесуточно в количестве 1-3 % от объема обработанной воды. Они содержат 0,5-2,0 % (по массе) сухого шлама (СаСО3, Мg(ОН)2, Аl(ОН)3, Fе(ОН)3) и направляются в специальные уплотнители для увеличения концентрации сухого вещества в шламе до 5 % и более (отстой в течение 1--2 сут). Осветленная вода должна подаваться обратно в осветлители или на механические фильтры, а уплотненный шлам -- на вакуумные, рамные или другие фильтры или на фильтрпрессы. Фильтрат после специальных фильтров для обезвоживания шлама должен возвращаться на механические зернистые фильтры ВПУ. Утилизация продувочных вод предочисток должна быть полная.

3. Сбросные воды после промывки механических зернистых фильтров или при спуске первого фильтрата получаются периодически; за одну промывку 40-100 м3 при общем расходе 2-5 % от количества обрабатываемой воды. Они загрязнены взвесью того же состава, что и продувочная вода осветлителей, но в меньшем количестве. В среднем - 500-1000 мг/л. Эти воды должны быть после отстаивания (до содержания взвеси 50--100 мг/л) полностью возвращены на фильтры или в осветлители, а неотстоенные или при большем содержании взвеси -- только в осветлители.

4. Сбросная вода после взрыхления предочищенной или умягченной водой всех ионитных фильтров и не засоленная вода после их опорожнения содержат небольшое количество взвеси и продуктов распада ионитов. Эти воды должны использоваться вместе с промывочными водами механических фильтров, - хуже с продувочными водами осветлителей. Количество их 2--5 % от объема профильтрованной воды. Воды, указанные в пп. 2--4, обработки реагентами не требуют.

5. Сбросные воды после регенерации Na-, H, H-Na-катионитных фильтров состоят из двух видов: отработанного раствора с содержанием регенерирующих реагентов NaCl, (NH4)2S045, H2SO4 и вытесненных из катионита солей CaCl2, CaSO4, МgС12 и MgSO4 в количестве от 0,8-1,0 до 5-8 %. Объем их 2--3 % от количества профильтрованной (умягченной) воды; отмывочных вод с содержанием тех же загрязнений от 1,0-0,5 % до нуля. Объем 3--5 % от количества профильтрованной воды.

Хотя содержание NaCl, CaCl;, CaSO4, MgSO4, MgCl2 в воде водоемов не нормируется, оно должно быть в сбрасываемой воде минимальным; содержание NН4+ не должно превышать 5 мг/л. С целью сокращения сброса NaCl, CaCl2, MgCl2 на 30-50 % рекомендуются повторное пропускание части отработанного регенерационного раствора, не насыщенной Са2+ и Мg2+, через истощенный Na-катионит предварительно, перед пропусканием свежего раствора (что сокращает расход регенерирующего реагента на 30-50 %) и обработка дважды отработанного раствора соли содой и известью для осаждения СаСО3 и Mg(OH)2.

В отдельных случаях более целесообразны возврат отработанного раствора соли и отмывочных вод после Na-катионитных фильтров и обработка их известью и содой в осветлителях вместе с исходной водой в схемах подготовки воды для нетребовательных потребителей. При этом сброс сточных вод с ВПУ практически прекращается (~1 %), но возрастают солесодержание питательной воды и количество продувочной воды котлов. Общее количество сбросных вод энергообъекта при этом сокращается. Мягкие продувочные воды котлов могут использоваться для подпитки закрытых тепловых сетей, питания испарителей, растворения реагентов или для других целей.

6. Значительно сложнее утилизация или очистка сбросных вод после Н- или Н--Na-катионитных фильтров. Отработанный регенерационный раствор серной кислоты после регенерации и первые порции отмывочной воды содержат значительное количество (100--140 ммоль/л) CaSO4 и свободную (неизрасходованную для обмена на Са2+) серную кислоту. CaSO4 содержится в количествах, в 2-4 раза превышающих предел насыщения воды при 20--25 °С. При таком пресыщении раствор очень нестабилен и склонен к выделению CaSO4 в дренажных системах на стенках труб, резервуаров, фильтров и т.д., что приводит к увеличению времени отмывки и перерасходу воды.

Содержащиеся в отработанном растворе и промывочной воде остатки кислоты должны пропускаться через предвключенный Н-катионитный фильтр (для "голодной" регенерации). Пройдя через фильтр, отработанный раствор теряет кислоту, приобретает нейтральную реакцию и содержит большие количества Са2+ + Мg2+. После разбавления технической водой до содержания Са2+ <20 ммоль/л этот раствор может быть сброшен в систему ГЗУ, городскую канализацию или в водоем.

Отработанный раствор кислоты после Н-катионитных фильтров II--III ступеней, содержащий большие количества свободной кислоты и немного Са2++ + Мg2+, должен подаваться для регенерации фильтров I ступени или предвключенных фильтров с "голодной" регенерацией (сдвоенные последовательные регенерации}.

Нейтрализация отработанных растворов кислоты и промывочной воды Н-катионитных фильтров допускается только первыми порциями отработанного раствора щелочи после регенерации анионитных фильтров преимущественно I--II ступеней, насыщенных Na2SiO3, Na2SO4, NaCl, которые не могут быть использованы более целесообразно. Применение для нейтрализации кислых стоков свежей щелочи запрещается.

Как правило, все кислые воды должны нейтрализоваться известковым молоком, молотой известью, магнезитом, хуже молотым мелом и доломитом. Возможно применение шлама из осветлителей, содержащего СаСО3 (мел, мрамор) + Мg(OН)2. Шлам, содержащий только А1(ОН)3 или Fе(ОН)3, для нейтрализации непригоден, так как соли Fе2(SO4)3 или Al2(SO4)3 сами имеют кислую реакцию.

7. Отработанные регенерационные растворы (щелочи) и отмывочные воды после регенерации анионитных фильтров из-за их большого объема (15--20 м3/м3 анионита) должны быть использованы внутри самой водоподготовительной установки по следующей схеме:

а) первые порции отработанных растворов, насыщенные Na2SO4, NaCl, Na2SiO3 и содержащие мало щелочи NaOH/(Na2SO4 + NaCl + Na2SiO3) ? 1,5-2,0 %, после фильтров I--III ступеней должны использоваться для нейтрализации кислых сбросных вод Н-катионитных фильтров или кислых обмывочных вод парогенераторов, отапливаемых мазутом;

б) следующие порции, содержащие меньшие количества NaCl, Na2SO4, Na2SiO3, при содержании NaOH >1 % должны использоваться для предварительной регенерации фильтров (например, после фильтров III ступени для фильтров II ступени, после фильтров II ступени для фильтров I ступени). Возможно использование второй части отработанного раствора щелочи после регенерации фильтров I ступени для предварительной регенерации фильтров той же ступени;

в) отмывочные воды также должны использоваться последовательно для отмывки фильтров, а в случае невозможности такого использования -- для растворения щелочи, соли (щелочность раствора соли <2--3 ммоль/л), для питания парогенераторов, не требующих высокого качества питательной воды, для подпитки закрытой теплосети (не имеющей бойлеров с латунными трубками и не используемой для подогрева воды систем горячего водоснабжения);

г) отмывочные воды анионитных фильтров с невысоким содержанием Na2SO4, NaCl, Na2SiO3 могут подаваться в осветлители взамен СаО и Na2CO3.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В технологической части работы произведен расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока с турбиной Т-175-130, определен баланс пара и воды, осуществлена оценка экономичности энергоблока и произведен выбор основного и вспомогательного оборудования в соответствии с принятой тепловой схемой, была выбрана схема водоподготовки для котла марки Е-820-140 ГМ.

Результаты расчетов показали, что выбранный тип основного и вспомогательного оборудования сходится с типом комплектующего оборудования данной турбины.

Данные, полученные в результате расчетов, свидетельствуют, что основные показатели соответствуют типовым требованиям для проектирования ТЭЦ.

В конструкторской части работы был осуществлен тепловой и прочностной расчет деаэратора дп-1000, цель которого - определение гидравлических сопротивлений по воде и по пару и установление характера зависимости этих сопротивлений от диаметра трубок деаэратора и скорости движения охлаждающей воды в них. В результате были получены соответствующие прототипным данным основные характеристики деаэратора и его геометрические размеры. Итоги расчета показали соответствие деаэратора современным стандартам.

В специальной части работы проведен тепловой расчет и компоновка воздухоподогревателя для котла марки Е-820-140 ГМ, а также установлены зависимости температуры подогретого воздуха от температуры (холодного) воздуха подаваемого в воздухоподогреватель и от расхода дымовых газов через воздухоподогреватель.

В части природоохранные мероприятия были рассмотрены сточные воды и методы их очистки.

Список литературы

1. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник. М.: Издательство МЭИ, 1999 г.

2. Рихтер Л. А., Елизаров Д. П., Лавыгин В. М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций: Учебное пособие для вузов. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 216 с.

3. Клименко А. В., Зорин В. М. Теплоэнергетика и теплотехника. - 3-е изд., перераб. и доп. Книга третья. - М.: Издательство МЭИ, 1999.

4. Капелович Б.Э. Эксплуатация паротурбинных установок - «Энергия», Москва, 1975. - 246 с.

5. Назмеев Ю.Г., Лавыгин В.М. Теплообменные аппараты ТЭС. - 4-е изд. М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 61 с.

6. Клименко А. В., Зорин В. М. Теплоэнергетика и теплотехника. - 3-е изд., перераб. и доп. Книга первая. - М.: Издательство МЭИ, 1999. - 424 с.

7. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник - 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1989.

8. Абрамов А.И., Елизаров Д.П. Повышение экологической безопасности ТЭС - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 143 с.

9. Маликов Е.А. - Методические указания по оформлению пояснительной записки выпускной работы на степень бакалавра -ВФ МЭИ (ТУ) Волжский, 2001.

10. Бойко, Е. А. Котельные установки и парогенераторы (конструкционные характеристики энергетических котельных агрегатов) / Е. А. Бойко, Т. И. Охорзина. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2004. 228 с.

11. Кострикин Ю. М. - Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления. Справочник. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

12. Копылов А.С., Лавыгин В.М., Очков В.Ф. Водоподготовка в энергетике: Учебное пособие для вузов М.: Издательство МЭИ, 2003.

13. Сборник докладов всероссийской конференции «Реконструкция энергетики - 2009».- М.: ООО «Интехэко», 2009..

Размещено на Allbest.ru