Перечень графического материала

ПЕРЕЧЕНЬ ГРАФИЧЕСКОГО МАТЕРИАЛА

1. Принципиальная тепловая схема энергоблока___________________________________

2. Принципиальная технологическая схема подготовки добавочной воды______________

3. Схема химического контроля качества теплоносителя ТЭС________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

____________________________________________________________________

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. –М.: МЭИ, 2000 __________

2. Водоподготовка. Процессы и аппараты /Под ред. О.И. Мартыновой. –М.: Госэнергоатомиздат, 1990 ___

3. Маргулова Т.Х., Мартынова О.И. Водные режимы тепловых и атомных электростанций. – М.: Высшая школа, 1987 _________________________________________________________________________________

4. Белосельский Б.С. Технология топлива и энергетических масел. –М.: Изд-во МЭИ, 2003 ______________

5. Кострикин Ю.М., Мещерский Н.А., Коровина О.В. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления. Справочник. –М.: Энергоатомиздат, 1990________________________________

6. Копылов А.С, Лавыгин В.М., Очков В.Ф. Водоподготовка в энергетике: Учебное пособие для вузов.–2-е изд., стереот. –М.: Издательский дом МЭИ, 2006. – 309[11] с.: ил. ___________________________________

ОГЛАВЛЕНИЕ

АННОТАЦИЯ.. 5

ВВЕДЕНИЕ.. 6

1. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ. 7

1.1. РАСЧЕТ РЕГЕНЕРАТИВНОЙ СХЕМЫ... 7

1.2. РАСЧЕТ ЭНЕРГЕТИЧЕХКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ.. 10

1.3. РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ... 13

1.4. ВЫВОД.. 13

2. ПОДГОТОВКА ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ... 14

2.1. ВЫБОР СХЕМЫ ВПУ.. 14

2.2. РАСЧЕТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СХЕМЫ ВПУ.. 14

2.3. АНАЛИЗ ИСХОДНОЙ ВОДЫ... 15

2.4. ВЫБОР МЕТОДА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОЧИСТКИ ВОДЫ... 15

2.5. ОСВЕТЛЕНИЕ ВОДЫ ФИЛЬТРОВАНИЕМ... 15

2.6. ИЗМЕНЕНИЕ КАЧЕСТВА ВОДЫ ПО СТУПЕНЯМ... 16

2.7. РАСЧЕТ ОСВЕТЛИТЕЛЬНОГО И ИОНИТНЫХ ФИЛЬТРОВ.. 16

2.8. РАСЧЕТ ОСВЕТЛИТЕЛЯ.. 19

2.9. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ СХЕМЫ ВОДОПОДГОТОВКИ.. 19

2.10. ВЫВОД.. 19

3. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ И КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ.. 20

3.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.. 20

3.2. НОРМЫ КАЧЕСТВА ПАРА И ВОДЫ ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЛОВ.. 20

3.3. ВОДНО-ХИМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЛОВ.. 22

3.4. РАСЧЕТ ДОЗЫ... 24

3.5. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ О ХИМИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОБЛОКА.. 26

3.6. ВЫБОР ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ.. 26

3.7. ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ПРИБОРЫ АВТОМАТИЧЕСКОГО ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ 27

3.8. ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВА ОТБОРА ПРОБ ВОДЫ И ПАРА И УСТРОЙСТВА ПОДГОТОВКИ ПРОБЫ... 28

3.9. ВЫВОД.. 29

4. ПОДГОТОВКА ТОПЛИВА.. 30

4.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСПОЛЬЗУЕМОГО ТОПЛИВА.. 30

4.2. ПЕРЕСЧЕТ В ЭЛЕМЕНТАРНЫЙ СОСТАВ.. 30

4.3. РАБОЧИЙ РАСХОД ТОПЛИВА.. 31

4.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПОДАЧИ ТОПЛИВА.. 31

4.5. РАСЧЕТ КОМПОНЕНТОВ СГОРАНИЯ ПО ГАЗУ.. 33

4.6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТОПЛИВА.. 34

4.7. РЕЗЕРВНОЕ ТОПЛИВО.. 36

4.8. ВЫВОД.. 38

5. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС.. 39

5.1. НАЗНАЧЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ МАСЕЛ.. 39

5.2. СВОЙСТВА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ МАСЕЛ И СПОСОБЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ.. 39

5.3. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА МЕСЕЛ.. 43

5.4. ЛАБОРАТОРНОЕ ПОМЕЩЕНИЕ.. 43

5.4. ОСНАЩЕНИЕ ЛАБОРАТОРИИ.. 44

5.5. ЗАТРАТЫ НА ОСНАЩЕНИЕ ЛАБОРАТОРИ.. 48

5.6. ВЫВОД.. 49

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.. 50

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ... 51

ПРИЛОЖЕНИЕ А.. 52

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. 65

ПРИЛОЖЕНИЕ В.. 68

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. 84

 

 

 

АННОТАЦИЯ

Страниц – 51 Таблиц – 19 Рисунков – 9 Чертежей – 4

Индивидуальная выпускная бакалаврская работа студента группы ТФ-05-12 Хоменкова Алексей Михайловича выполнена на тему «Разработка основ тепловой и химико-технологической части ТЭС мощностью 1500 МВт с турбинами К-500».

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

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

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

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

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

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

ВВЕДЕНИЕ

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

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

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

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

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

ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

РАСЧЕТ РЕГЕНЕРАТИВНОЙ СХЕМЫ

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

Таблица 1.1

Исходные данные

Исходные данные	Обозначения	Размерность	Величина
Мощность турбоустановки	Nэ	МВт
Начальные параметры пара	P0,t0	МПа,°С	23,5/560
Параметры промперегрева	P'пп,tпп	МПа,°С	3,995/560
Конечное давление пара	Рк	МПа	0,004
Температура питательной воды	tпв	°С
Давление пара в деаэраторе	Рд	МПа	0,8
Тип привода питательных насосов		-	Турбопривод
Давление в конденсаторе приводной турбины	Рктп	МПа	0,0042
Внутренние относительные КПД турбины по отсекам ЧВД, ЧСД,ЧНД	η0i	–	0,85; 0,88; 0,84
Внутренний относительный КПД турбопривода ПН	η0iтп	–	0,84
Число подогревателей высокого давления	zпвд/υпвд	--	3/1,5°С
Число подогревателей низкого давления (без учёта деаэратора)	zпнд/υпнд	–	5/3,0°С в т. ч. 2 см.
Величина утечек пара и конденсата	αут	–	0,015
Величина утечек пара уплотнений	αупл	–	0,015
Величина продувки	αпр	–	–
Вид топлива	газ

 

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

 

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема энергоблока

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

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

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

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

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

Результаты расчета представлены в табл. 1.2

Таблица 1.2

Результаты расчета регенеративной схемы подогрева.

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

 

На рис. 1.2 представлен процесс работы пара в турбине.

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

ВЫВОД

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

ПОДГОТОВКА ДОБАВОЧНОЙ ВОДЫ

ВЫБОР СХЕМЫ ВПУ

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

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема ВПУ

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

АНАЛИЗ ИСХОДНОЙ ВОДЫ

Источником водоснабжения является река Клязьма в городе Владимир.

Таблица 2.1

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

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

ВЫБОР МЕТОДА ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ОЧИСТКИ ВОДЫ

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

Подробный расчет и обоснование выбора представлены в Приложении П. В.

ВЫВОД

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

 

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

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

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

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

3.2. НОРМЫ КАЧЕСТВА ПАРА И ВОДЫ ПРЯМОТОЧНЫХ КОТЛОВ

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

	Таблица 3.1 Нормируемые показатели качества питательной воды прямоточных котлов
Общая жесткость, мкг-экв/ кг	≤ 0.2
Концентрация соединений натрия, мкг/ кг	≤ 5
Концентрация кремниевой кислоты, мкг/ кг	≤ 15
Концентрация соединений железа, мкг/ кг	≤ 10
Концентрация растворенного кислорода при кислородных режимах, мкг/ кг	100 - 400
Удельная электрическая проводимость, мкСм/ см	≤ 0,3
Концентрация соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/ кг	≤ 5
Концентрация растворенного кислорода в воде после деаэратора, мкг/ кг	≤ 10
рН, соответствующие режиму: гидразинно-амиачному гидразинному кислородно-амиачному нейтрально-кислородному	9,1±0,1 7,7±0,2 8,0±0,5 7,0±0,5
Концентрация гидразина, мкг/ кг: при гидрозинно-амиачном режиме при гидразином режиме при пусках и остановах	20 – 60 80 – 100 < 3000
Концентрация нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мкг/ кг	≤ 0,1

 

Таблица 3.2

Нормируемые показатели качества воды для подпитки прямоточных котлов

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

 

Таблица 3.3

Нормируемые показатели качества перегретого пара прямоточных котлов

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

 

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

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ О ХИМИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ ВОДНО-ХИМИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭНЕРГОБЛОКА

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

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

ВЫБОР ХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

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

Таблица 3.4

Показатели качества, определяемые при эксплуатации оборудования.

№	Пробоотборная точка	Автоматический химический контроль	Лабораторный химический контроль
æ	О2	SiO2	Na	pH	æн	Ж	Fe
	Обессоленная вода на выходе ХВО	+	-	+	+	-	-	-	-
	Конденсат турбины до БОУ	+	+	-	-	-	+	+	-
	Конденсат турбины за КН II	+	+	+	+	+	-	-	-
	Питательная вода за деаэратором	-	+	-	-	-	-	-	-
	Питательная вода перед котлом	+	+	+	+	+	+	+	+
	Свежий пар перед турбиной	+	-	+	+	+	-	-	-

ОПИСАНИЕ УСТРОЙСТВА ОТБОРА ПРОБ ВОДЫ И ПАРА И УСТРОЙСТВА ПОДГОТОВКИ ПРОБЫ

Удовлетворительная работа системы автоматического химического контроля обеспечивается только при определенных условиях её эксплуатации, а также отбора и подготовки проб анализа. Достоверность получаемой информации определяется представительностью пробы анализируемой среды.

В соответствии с условиями обеспечения надежной работы прибора вводимая в него проба не должна иметь температуру более (25-35) ^ОС, а давление выше 0.14 МПа. Для этого перед приборами устанавливается система устройств подготовки пробы УПП, предназначенная для снижения давления и температуры анализируемой среды, а также для защиты приборов от повышения значений этих параметров.

Принципиальная схема устройства подготовки воды для химического контроля представлена на рис.3.3 [4].

Рисунок 3.3 - Принципиальная схема устройства подготовки пробы

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

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

Для отбора пробы из движущегося потока однофазной среды с высокими параметрами используется однососковый зонд. Область применения такого зонда: перегретый пар, питательная вода перед котлом. Преимуществом односоского зонда является обеспечение высокой скорости пробы внутри самого зонда. Для однофазной среды низких параметров пробы используют трубчатый зонд. Область применения: основной конденсат, добавочная вода, питательная вода за деаэратором. Требования: 1) направление потока теплоносителя должно быть навстречу верхней части зонда; 2) зонд должен быть выполнен со скосом под 45°; 3) не менее ¼ длинны зонда должно быть расположено внутри трубы.

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

ВЫВОД

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

ПОДГОТОВКА ТОПЛИВА

РАБОЧИЙ РАСХОД ТОПЛИВА

Враб=Вусл/Э,

где Э – калорийный эквивалент;

Вусл – условный расход топлива.

Э= Qн ^r / Qусл,

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

Qусл=29.3МДж/кг

Э= Qн ^r / Qусл=37,63/29,3=1,284

Вусл= N_ст ×bуд×t,

Получаем:

Враб =(N_ст∙b_уд∙ Q_усл ) / Q^r_н

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

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

Вусл=1500×0.31×1=465 т/ч.

Враб=Вусл/Э=465/1,284=362,15 т/ч

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ТОПЛИВА

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

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

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

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

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

проведения анализов полученных таким образом аналитических проб.

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

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

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

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

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

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

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

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

РЕЗЕРВНОЕ ТОПЛИВО

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

Таблица 4.2

Основные характеристики мазута марки М-100

Наименование показателя	Значение
tкип, °С
υкин50, мм2/с
tзаст, °С
S, %	0,39
H2O, %	0,15
Мех. прим., %	0,01
А, %	0,03
Qнр, МДж/кг	39,9

 

В таблице 4.3 представлен элементарный состав мазута.

Таблица 4.3

Элементарный состав мазута

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

 

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

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

На рис. 4.2 приведена схема мазутного хозяйства.

Рисунок 4.2 - Схема подачи жидкого топлива

1 — цистерна; 2 — желоб сливной; 3 — приемная емкость; 4 — эстакада; 5 — фильтр тонкой очистки; 6, 22 — мазуто-меры; 7, 20 — паровые подогреватели; 8 — клапан сливной; 9, 27— насосы; 10 — подогреватель жидких присадок паро­вой; 11, 13, 26— фильтры грубой очистки; 12— линия рециркуляции мазута на разогрев доставочной емкости; 14 — конденсатный бак; 15 — линия возврата мазута к насосам; 16 — клапан рециркуляции мазута помимо котлов; 17— на­сосы перекачивающие; 18— насос-дозатор; 19— бак жидких присадок; 21 — расходная емкость; 23— клапан рецирку­ляции мазута; 24 — участок циркуляционный; 25 — основная емкость.

Вдоль железнодорожных путей сооружается эстакада 4 для обслуживания цистерн 1. Слив мазута осуществляется через нижний сливной прибор самотеком в межрельсовый сливной желоб 2