Проектирование тепловой электростанции

Замкнутое прудовое охлаждение может быть организовано на ТЭС, находящихся в отдалении от больших населенных пунктов. Создается система прудов, точнее, озер, соединенных между собой протоками. В одно из этих озер спускают теплые воды, которые постепенно перетекают из озера в озеро, охлаждаясь при этом. Из последнего по пути воды озера ТЭС забирает воду для охлаждения. В такой системе прудов - озер тепло охлаждающей воды может быть использовано для разведения теплолюбивых рыб, обогрева теплиц и оранжерей и других полезных целей.

К сожалению, на ТЭС, расположенных в больших городах и крупных населенных центрах, такой способ не осуществим, так как он требует значительных свободных площадей для организации прудов - озер. В этих ТЭС приходится переходить на замкнутые системы охлаждения при помощи градирен, т.е. специальных сооружений, наверх которых подается теплая вода, стекающая по насадке градирен вниз, в бассейн, расположенный под градирней. Теплая вода охлаждается встречным потоком воздуха.

Особый интерес представляют маслоохладители. В систему охлаждения включены не только конденсаторы турбин, но и ряд других аппаратов, которые хотя и требуют несравненно меньшего расхода охлаждающий воды, но способны эту воду загрязнять. К таким аппаратам относятся маслоохладители - трубчатые аппараты, которые в процессе эксплуатации могут пропускать некоторые количества масел в охлаждающую воду. Следствием этого является ее загрязнение нефтепродуктами, причем масла попадают в общей поток охлаждающей воды. Предложен ряд способов для устранения этого загрязнения: изменение конструкции маслоохладителей, выделение их в самостоятельную систему охлаждения, повышение давления охлаждающей воды и т.д. Наиболее часто применяется сооружение промежуточного водяного теплообменника, где существуют два контура: маслоохладитель - теплообменник и теплообменник - градирня - конденсатор. При этом маслами может загрязняться только малый контур, так как давление воды, охлаждающий маслоохладитель, выше давления в малом контуре.

14.4 Обмывочные воды

Особенностью ТЭС, сжигающих жидкое топливо, т.е. сернистые мазуты или нефть, является высокое содержание серы, никеля и ванадия в топливе. Так сернистые мазуты от уфимской и сибирской нефти содержат около 100 г. ванадия, 10-15 г. никеля, и примерно 5 г других металлов в каждой тонне этого топлива.

На станции мощностью 4000 МВт сжигается за час 900 т мазута. При этом освобождается 90 кг ванадия, 15 (20 кг никеля и около 5 кг других металлов. Большая часть этих веществ в виде различных окислов выбрасывается в атмосферу с уходящими газами; от 5 до 15% оседает в системе котла на различных поверхностях. Отлегающие в зоне низких температур соединения могут быть смыты водой, так как они состоят из растворимых сульфатов ванадия V(SO4) 3, ванадила VOSO4, сульфатов никеля NiSO4 и железа FeSO4. Соли железа являются продуктом коррозии металлических поверхностей сернистыми соединениями, главным образом серной кислотой.

Технология обработки обмывочных вод с извлечением из них ванадия разработана ВТИ. Она заключается в частичной нейтрализацией этой воды до рН 4. В этих условиях осаждается часть железа и практически весь ванадий. Осадок отделяется и направляется металлургам для выплавки феррованадия, а жидкость подвергается окончательной нейтрализации для полного осаждения железа и других примесей. Освобожденная от металлических соединений вода может быть возвращена для проведения следующих обмывок. Физиологические свойства ванадия и его соединений весьма опасны. Соединения ванадия ядовиты. При попадании их в организм человека развивается поражение дыхательных путей, нарушается деятельность сердца, почек и печени.

14.5 Нефтезагрязненные воды

Воды, загрязненные нефтепродуктами, т.е. мазутом и маслами, образуются на всех станциях независимо от вида топлива. На мазутных ТЭС количество этих вод обычно больше за счет конденсатов, получающихся при разогреве мазута.

Нефтезагрязненная вода собирается в бак-отстойник, являющийся также усреднителем. В нем происходит всплывание части нефтепродуктов и оседание тяжелых фракций. Как всплывающие, так и оседающие загрязнения периодически удаляются. Далее к воде добавляются реагенты - сернокислый алюминий и щелочь, в результате чего образуется осадок Al(OH)3, хорошо захватывающий нефтепродукты. В аппарате происходит насыщение воды воздухом под давлением 6 кгс/см². Насыщенная воздухом вода поступает во флотатор, в котором вода вскипает вследствие выделения пузырьков воздуха. Пена, содержащая хлопья гидроокиси алюминия и нефтепродуктов, удаляется с поверхности флотатора, а вода проходит механические и сорбционные фильтры, на чем заканчивается ее очистка. Для высокозагрязненных стоков эффективность работы очень высока.

Так, в усреднителе остается до 30% нефтепродуктов, если их содержание в поступающей воде было 100 мг/л. Флотатор при этих условиях снижает содержание нефтепродуктов еще на 30 (40%. Достаточно эффективно работают механические и сорбционные фильтры.

Следует заметить, что в системах оборотного охлаждения с градирнями возникают на насадках градирен живые организмы, существующие за счет окисления органических примесей циркулирующей воды. Эти организмы способны окислять также и нефтепродукты, так что сброс грубоочищенных вод в систему оборотного охлаждения не будет приводить к загрязнению нефтепродуктами этой системы.

14.6 Воды химводоочисток

Подготовка воды для питания паровых котлов на современных ТЭС осуществляется методами глубокого химического обессоливания с применением ионитов. Основной вклад в эти стоки вносит обработка воды методом ионного обмена. Катионированием называется процесс обмена катионов между веществами, растворенными в воде и твердым нерастворимым веществом

(катионитом). Так при Na - катионировании обменным катионом является Na:

Ca2++2 Na+R - (Ca2+R-+2Na+Mg2++2 Na+R - (Mg2+R-+2Na+

Когда ионов Na становися мало, то фильтры ставят на регенерацию, пропуская через них NaCl

Ca2R + 2 NaCl (2 NaR + CaCl2 Mg2R + 2 NaCl (2 NaR + MgCl2

Растворы CaCl2 и MgCl2 выводятся в окружающую среду.

Также может производится Н-катионирование где в результате регенерации выбрасываются CaSO4 и MgSO4.

Практически также выглядит и ОН - анионирование, только при этом удаляются ионы SO42-, Cl-, HCO3- Результат регенерации: Na2SO4 и NaCl.

Основной недостаток ионообменного метода большой объем сточных вод, достигающий на многих установках 20 (30% количества поступающих на водоочистку вод. Такое количество не сильно отражается на составе Камы, но для рек с меньшим водостоком солевой сброс водоочисток уже ощутим.

Один из предполагаемых путей отказа от ионитного способа водоподготовки является переход на испарители. В испарителях реализован принцип, что обессоленная вода испаряется, а с солями нет. Этот способ связан с трудноразрешимыми задачами. Необходимо, во-первых иметь испарители большой мощности и при этом такие, которые могли бы выдавать достаточно чистый дистиллят. Другой путь - применение испарителей для упаривания солевых стоков. Здесь возникает задача, где можно использовать образующуюся смесь солей.

14.7 Отработавшие растворы от промывок и консервации теплосилового оборудования

В результате химических промывок и консервации теплосилового оборудования получаются отработавшие растворы довольно разнообразного состава. Эти растворы содержат минеральные (обычно соляную или серную, реже плавиковую) или органические кислоты. Для промывок применяется лимонная, фталевая, ЭДТА или ее двунатривая соль - трилон. Для ускорения растворения некоторых компонентов накипи, например металлической меди, в промывочные растворы вводят тиамочевину, окислители. В консервационных растворах присутствует аммиак, гидразин, NaNO3. С целью ослабить коррозионное воздействие кислотных растворов на металл применяют каптакс, катапин, уротропин или формалин.

Так как органические вещества, присутствующие во всех этих растворах, могут подвергаться биологической переработке, то можно было бы сбрасывать эти отработавшие растворы на биологическую очистку вместе с хозяйственно - бытовыми стоками. Однако этому препятствует присутствие некоторых веществ, являющихся ядами для биологических агентов. К таким ядовитым примесям относятся ионы меди и железа, формалин, гидразин и трилон. Вследствие этого перед сбросом в хозяйственно-фекальную канализацию эти стоки должны быть обработаны: железо и медь должны быть осаждены щелочами или сернистым натрием; трилон связан в виде кальциевых комплексов; гидразин окислен.

14.8 Пути устранения влияния стоков ТЭС на окружающую среду

Наиболее перспективным путем устранения влияния жидких стоков ТЭС на природные водоемы является создание бессточных ТЭС, точнее электростанций совершенно не сбрасывающих загрязненные стоки в природные водоемы. Для станций, работающих на твердых топливах, системы ГЗУ могут явиться приемником всевозможных стоков и в тоже время источником водоснабжения электростанций.

Очевидно, что воды ГЗУ должны проходить предварительную очистку вплоть до дистилляции в отдельных случаях. Образующиеся при испарении соли можно было бы подавать в топки паровых котлов, если будет установлена возможность образования сплавов с золой этого топлива.

На мазутных и газовых ТЭС можно установить установки для максимального концентрирования всех водяных стоков. Не исключено электролитическое разделение солей на кислотные и щелочные фракции, которые могли бы быть возвращены на ионитные водоочистки в качестве компонентов для регенерации.

Чтобы избежать сброс охлаждающей воды нужно применять оборотную систему охлаждения с сухими градирнями.

15. Специальное задание: дробеочистка

Дробеочистка применяется для очистки конвективных поверхностей нагрева, расположенных в вертикальном положении нисходящим газоходе, от плотных отложений. Очистка труб от золовых загрязнений осуществляется за счет кинетической энергии падающих сверху чугунных дробинок диаметром 3-5 мм. Дробь вместе со сбитой золой падает в нижний бункер конвективной шахты. Зола подхватывается потоком газа и удаляется в золоуловители; дробь подается на верх конвективной шахты для дальнейшей работы. Подача дроби снизу вверх осуществляется пневмотранспортом, который может выполняться по всасывающей схеме (рисунок 1,3) или напорной схеме (рисунок 2).В первом случае отсос воздуха производится за счет парового эжектора, вакуумного насоса или вентилятора, во втором - воздух подается компрессором под давлением. Для равномерного распределения дроби по очищаемой поверхности служат полусферические (рисунок 1,3) или пневматические (рисунок 2) разбрасыватели, вынесенные из газохода. Из газохода дробь поступает в смеситель, где подхватывается потоком воздуха. Смеситель выполняют в виде всасывающей насадки (в схеме с разряжением) или инжектора (в схеме под давлением), поддерживающего в месте входа дроби разряжение 10-30 Па.

Во всасывающей схеме высота течки должна быть не менее 1500 мм для обеспечения открытия мигалки при большом разряжении в дробеуловителе и течке, составляющем около 20 кПа. Для уменьшения повреждения труб вследствие наклепа дробью расстояние от полусферы до первых рядов труб допускается не более 450 мм. Первые два ряда труб защищают уголками. При температуре газов в месте установке течки с разбрасывателями выше 650°С для мазута и выше 800°С для угля необходимо выполнять эти элементы охлаждаемыми. Расход охлаждающей воды на одну течку 0,5-0,8 кг/с, расход воздуха на один контур 0,5-7 кг/с.

Напорная схема имеет гидравлическое сопротивление около 50-60 кПа; всасывающая 15-20 кПа.

Расход дроби определяется по формуле:

, кг/с, (16.1)

где gдр - расход дроби на 1 м? сечения газохода за период очистки, рекомендуется около 200-300 кг/м?; Fг*х - сечение газохода конвективной шахты в плане, м?;

n - количество пневмолиний, выбирается из расчета обслуживания одним разбрасывателем площади сечением 2,5Х2,5 м при неохлаждаемых течках или 3Х3 м при охлаждаемых течках. Каждая пневмолиния объединяет от двух до четырех разбрасывателей; ? - период очистки, с; принимается около 1500 с (25 мин).

16 Экономическая часть

16.1 Определение среднегодовых технико-экономических показателей проектируемой ГРЭС

Капиталовложения в строительстве ГРЭС определяются:

, (тыс. Руб.) (17.1)

где: -капиталовложения в первый (головной) блок млн. руб.

- капиталовложения в каждый последующий блок млн. руб.

- коэффициент учитывающий район строительства (приложение 3)

млн. руб.

Удельные капиталовложения определяются:

, (руб./КВт) (17.2)

где: - установленная (номинальная) мощность станции, тыс. кВт.

-капиталовложения в строительстве электростанций, кВт. (величины приведены в приложении 2)

руб./КВт

Годовая выработка электроэнергии подсчитывается по формуле

, (МВт/ч) (17.3)

где - установленная мощность электростанции, МВт;

- установленная мощность электростанции

МВт/ч

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды определяется на основании энергетической характеристики, приведенной в таблице 2, в зависимости от мощности и вида сжигаемого топлива

, (МВт/ч) (17.4)

где - кол-во установленных блоков;

- число часов работы блока в течении года, принимается 7300-8000 ч;

- годовая выработка электроэнергии МВт.ч

МВт/ч

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды определяется:

(17.5)

, (МВт/ч) (17.6)

где:- годовая выработка электроэнергии МВт/ч

МВт/ч

, (тут/год) (17.7)

где: - часовой расход топлива на хх основного оборудования, тут /ч;

- число часов работы блока в течении года, равное принятому в формуле (4), ч;

- средний относительный прирост расхода условного топлива (увеличение расхода топлива на энергоблоке при возрастании его электрической нагрузки на единицу) т/МВт.ч;

- разность средних относительных приростов расхода топлива при нагрузках, превышающих критическую, по сравнению с докритической нагрузкой, т/МВт.ч;

- выработка электроэнергии, МВТ.ч;

- номинальная мощность блока, МВт;

- число часов использования установленной мощности, равное принятому в формуле (3), ч

тут/год

, тн. т/год (17.8)

где:

- удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг

- норма потерь топлива при перевозке вне территории электростанции (принимается по приложению II)

тут/год

, (гут/кВт.ч) (17.9)

где- годовой расход условного топлива котлами, (тут/год);

- годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции, (МВт.ч).

Для контроля правильности выполнения расчетов рекомендуется использовать приложения 16,17.

гут/кВт.ч

КПД станции по отпуску электроэнергии

(17.10)

где- удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии, ту. т/кВт.ч.

, (тыс руб./год); (17.11)

Для станций, сжигающих газ мазут:

, (тыс руб./год); (17.12)

-годовой расход натурального топлива, тыс. тн. т/год - для твердого и жидкого топлива, млн /год - для газа

тыс руб./год

Укрупнено затраты на воду на технологические цели могут быть определены следующим образом:

, тыс. руб./год (17.13)

где: 4050 руб./год на одну тонну суммарной часовой производительности котлов (большее значение принимается для блоков 300 МВт и выше);

0,30,8 руб./год на 1 кВт установленной мощности в зависимости от типа блока, значения приведены в табл. 4;

- расход натурального топлива, тыс. тн. т/год

- годовая плата за воду в бюджет в зависимости от мощности блока и типа циркуляционной системы водоснабжения в расчете на один блок тыс. руб./год, его значение приведено в табл. 5

- суммарная номинальная паропроизводительность всех установленных котлов (по заданию или из расчета) тыс. т/ч;

- установленная номинальная мощность станции МВт;

- количество установленных блоков, шт.

тыс руб./год

Для укрупненных расчетов затраты на основную заработную плату производственных рабочих определяются по формуле:

, (тыс. руб./год) (17.14)

где:-0,60,7 - доля производ. Рабочих в общей численности экспл. Персонала

- удельная численность эксплуатационного персонала (приложение 12,13)

- средняя заработная плата одного производственного рабочего

-районный коэффициент оплаты труда

тыс руб./год

Важными показателями косвенно характеризующими уровень производительности труда на ГРЭС, являются:

удельная численность промышленно-производственного персонала, формула (22); удельная численность эксплуатационного персонала формула

, чел./МВт (17.15)

где -численность промышленно - производственного персонала (приложения 12,13)

чел./МВт

, чел./МВт (17.16)

где - численность эксплутационного персонала (приложение 12,13)

- установленная мощность станций, МВт

чел./МВт

, тыс. руб./год

тыс. руб./год

, тыс. руб./год

тыс. руб./год

Стоимость оборудования являющегося частью капиталовложения определяется:

, тыс. руб./год (17.18)

где: т - коэффициент зависящий от номинальной мощности блока, равной 0,43 для блока 150,200,300 МВт и 0,45 для блоков 500,800,1200;

- капитальные вложения в строительство станций млн. руб.

тыс. руб./год

Амортизационные отчисления для производственного оборудования.

, тыс. руб./год, (17.19)

где: - стоимость оборудования тыс. руб.

- 7,5-8% средняя норма амортизации для производственного оборудования

тыс. руб./год

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

, тыс. руб./год (17.20)

где: - 1,151,35 - коэффициент, учитывающий расходы за текущий ремонт и эксплуатацию оборудования (большие значения для бурых и многозольных углей).

- амортизационные отчисления на производственное оборудования тыс. руб./год

тыс. руб./год

В эту статью включаются затраты по обслуживанию цехов и управлению ими:

· Заработная плата основная, дополнительная и отчисления по соцстраху общецехового персонала, амортизация, затраты по содержанию и текущему ремонту зданий и инвентаря общецехового значения; расходы по охране труда.

Приближенно эти расходы определяются долей от расходов на содержание и эксплуатацию оборудования

, (тыс. руб./год) (17.21)

где- зависит в первую очередь, от установленной мощности и определяется данными табл. 6

тыс. руб./год

Общестанционные расходы связаны с управлением работой станции (содержание, текущий ремонт, амортизация заводских средств, испытания, опыты, рационализация, охрана труда и т.д.) и составляет:

, (тыс. руб./год) (17.22)

где: - численность адм.-производственного персонала, принимается по приложению 15 для блоков 500 МВт и выше принимается 15% численности эксплуатационного персонала

районный коэффициент по оплате труда (приложение 16);

- доля прочих затрат общестанционного характера, которые определяются через издержки и зависят от установленной мощности, значения приведено в табл. 7

; тыс. руб./год

В общие издержки производства ГРЭС включаются все рассчитанные затраты. В случае расчета пусковых затрат, их тоже следует учесть в формуле (31).

При отсутствии пусковых затрат:

(тыс. руб./год) (17.23)

тыс. руб./год

Калькуляция себестоимости электроэнергии отпущенной с шин ГРЭС

Себестоимость отпускаемой электроэнергии

, (коп/кВтч); (17.24)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

Структура эксплуатационных затрат позволяет судить об удельном весе каждой статьи в общих издержках по ГРЭС и определяется:

(17.25)

Например, для статьи «Топливо на технологические цели» будем иметь:

и т.д. по каждой статье расходов.

Таблица 17.1

Наименование статей калькуляции	Годовые издержки	Затраты на кВт.ч	Структура себестоимости,
Топливо на технологические цели	2622760,88	42,84	87,2
Вода на технологические цели	50450	0,82	1,6
Основная зарплата производственных рабочих	27648	0,45	0,91
Дополнительная зарплата производственных рабочих	2764,8	0,045	0,091
Отчисления на соцстрахование с зарплаты рабочих	7907,3	0,13	0,026
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	235691	3,85	7,83
Цеховые расходы	28282,92	0,46	0,94
Общестанционные расходы	32037,39	0,52	1,00
Итого:	3007542,29	49,115	100

Литература

1. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции - М.; Энергоатомиздат, 1999

2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети - М.; Энергоиздат, 1992

3. Прузнер С.Л. Экономика, организация и планирование энергетического производства - М.; Энергоатомиздат, 1994

4. Ю.М. Липов и др. Компоновка и тепловой расчет парового котла - М.; Энергоатомиздат, 1988

5. М.И. Резников Котельные установки электростанций - М.; Энергоатомиздат, 1987

6. Князевский Б.А. Охрана труда в энергетике - М.; Энергоатомиздат, 2000

7. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика - М.; Энергоатомиздат, 1997

8. Нормы экономического проектирования тепловых электрических станций - ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект», 1997

9. ТЭС и АЭС - справочник - М.; Энергоиздат, 1982

10. Аэродинамический расчет котельных установок - М.; Энергия, 1977

11. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций - ВН-81

12. М.И. Ривкин Термодинамические свойства воды и водяного пара - справочник - М.; Энергоатомиздат, 1987