Расчет водоподготовительной установки КЭС

ХВО2 пп.doc

Министерство образования Республики Беларусь
Белорусский национальный технический университет
Энергетический факультет
Кафедра «Тепловые электрические станции»
По дисциплине: «Водоподготовка и водно-химические режимы ТЭС»
Тема: «Расчёт ВПУ КЭС»
Исполнитель: студент гр. 306414
Руководитель: Нерезько А.В.
Задание на курсовое проектирование.
Выбор источника водоснабжения анализ показатели качества исходной воды.
Обоснование метода и выбор схемы подготовки воды.
Эскиз выбранной схемы.
Полное описание технологических процессов на ВПУ.
Определение производительности ВПУ.
1. Расчет ионообменной части ВПУ.
2. Расчет предочистки.
3. Расчет декарбонизатора.
4. Анализ расхода реагентов.
5. Анализ расхода воды на собственные нужды ВПУ.
6. Компоновка основного оборудования.
Специальное задание №1 Водно-химический режим:
1. Нормы качества питательной воды и перегретого пара.
2. Нормы качества подпиточной воды теплосетей и сетевой воды.
3. Основные мероприятия по поддержанию выбранного ВХР.
4. Методы коррекции котловой и питательной воды.
5. Характеристика потоков конденсатов и схемы их очистки.
Специальное задание №2 Выбор и описание системы технического водоснабжения.
В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран выработка электроэнергии в основном производится на электрических станциях с паротурбинными установками работающими на органическом топливе. Рабочей средой на установках тепловых электростанций является вода.
В атомной энергетике также применяются почти исключительно паротурбинные агрегаты.
Вода на электростанциях используется для заполнения контура паротурбинной установки и компенсации потерь пара и конденсата во время работы подпитки тепловых сетей а также для отвода теплоты в конденсаторах турбин и вспомогательных теплообменниках. Во всех случаях применяемая сырая вода проходит соответствующую обработку однако наиболее высокие требования предъявляются к качеству воды служащей для заполнения контура паротурбинной установки и подпитки его в процессе эксплуатации.
Основными задачами водно-химического режима на электрических станциях является обеспечение работы основного и вспомогательного оборудования без уменьшения надежности и экономичности которые могут быть вызваны:
–образованием отложений на поверхностях нагрева
–наличием шлама в котлах в тракте питательной воды в теплосетях.
–процессами коррозии внутренних поверхностей теплоэнергетического оборудования.
В данной работе производится расчет ВПУ КЭС мощностью 3200 МВт вырабатываемых турбинами К-800-240 и котлами ТГМП-204 (ПП-2650-25-545).
С целью обеспечения рационального водо-химического режима на тепловых электростанциях осуществляется нормирование качества пара прямоточных котлов.
Показатели качества исходной воды.
Выбираем источник водоснабжения водохранилеще. Выписываем показатели качества исходной воды:
Содержание ионов и окислов мгкг
Пересчет показателей качества исходной воды.
Для пересчета качества воды из мгкг в мг-эквкг используется понятие «эквивалент» вещества:
М – молекулярная масса
Коагуляция FeSO4 c известкованием:
Жесткость остаточная:
КFe=06мг-эквкг-доза FeSO4
aизв=04мг-эквкг – избыток извести при известковании исходной воды;
Концентрация сульфат ионов :
Концентрация CL- не изменяется.
6*0057= 0034мг-эквкг
Ионитная часть схемы ВПУ.
Первая ступень Н – катионирования (Н1):
В этом фильтре удаляются катионы в количестве мг-эквкг где общая остаточная жесткость после предочистки:
Жесткость воды после Н1 составляет 02-03 мг-эквкг
Кислотность воды равна:
Первая ступень анионирования А1(слабоосновное анионирование).
В этом фильтре удаляются анионы сильных кислот в количестве:
Щелочность воды после фильтра А1=02мг-эквкг.
Остаточная концентрация СО2 после декарбонизатора принимается в пределах
-10мг-эквкг. Принимаем 009 мг-эквкг.
Вторая ступень Н-катионирования (Н2).
В фильтре Н2 удаляются катионы в количестве:
Кислотность воды после фильтра Н2 не выше 005мг-эквкг.
Вторая ступень анионирования А2 (сильноосновное анионирование):
При 2-х ступенчатом обессоливании на фильтре А2 в основном удаляются после декарбонизатора в количестве:
=0034+009=0124 мг-эквкг.
Качество обессоленной воды после А2:
–солесодержание - не более 02мгкг
–кремнесодержание – не более 004 мгкг.
Фильтр смешанного действия в схеме трехступенчатого обессоливания глубоко удаляет из воды катионы и анионы.
Качество воды после ФСД:
–солесодержание - не более 01 мгкг
–кремнесодержание – не более 003 мгкг.
Выбор способов обработки добавочной воды котлов производится в зависимости от качества исходной воды типа котельного агрегата.
На отопительных ТЭЦ восполнение потерь питательной воды производится обессоленной водой если среднегодовое суммарное содержание анионов сильных кислот исходной воды менее 5мг-эквкг и при отсутствии специфических органических соединений которые не могут удалятся при коагуляции.
85+037+00013+037+0+037=
Водоподготовительные установки включают предочистку и ионитную часть. Существует два вида предочистки:
При карбонатной жесткости Жк исходной воды менее 2 мг-эквкг целесообразно применять коагуляцию воды сернокислым алюминием AL2(SO4)3 в осветлителе с последующим осветлением в осветлительных фильтрах.
При Жк исходной воды более 2 мг-эквкг осуществляют коагуляцию сернокислым железом с известкованием в осветлителе с последующим осветлением в осветлительных фильтрах.
В нашем источнике водоснабжения Жк>2 мг-эквкг следовательно выбираем второй вид предочистки: коагуляцию сернокислым железом с известкованием в осветлителе с последующим осветлением в осветлительных фильтрах.
Дальнейшая обработка воды проводится на ионитной части ВПУ. В зависимости от типа котлоагрегата и показателей качества исходной воды может быть выбрана одна из схем обессоливания.
Так как есть котел прямоточного типа то независимо от показателей качества исходной воды обработка воды должна вестись по схеме трехступенчатого обессоливания (Н1-А1-Д-Н2-А2-ФСД) которая включает в себя первую ступень Н – катионирования слабоосновное анионирование декарбонизацию вторую ступень Н – катионирования сильноосновное анионирование третью ступень Н – катионирования и сильноосновное анионирование которая заменяется фильтром смешанного действия.
Осв – осветлитель; ОФ – осветительный фильтр; БОсв – бак частично осветленной воды; Н1Н2А1А2 – ионитные фильтры; Д – декарбонизатор; БДв - бак декарбонизированной воды; ФСД – фильтр смешанного действия.
Полное описание процессов происходящих на ВПУ.
В настоящее время в теплоэнергетике в качестве исходной воды используется вода поверхностных источников которая содержит значительное количество примесей в разнообразных формах. Требования к ВПУ – обеспечить высокоэффективную очистку воды при соблюдении экономичности схемы.
Предварительная стадия очистки позволяет избавиться от основных видов примесей при полном отсутствии сточных вод. На стадии предочистки вода освобождается от грубых коллоидных частично молекулярных примесей. Кроме того снижается её щёлочность происходит частичная дегазация. Качественная предочистка позволяет существенно улучшить технико-экономические показатели ВПУ в целом .
На стадии предочистки используются в основном методы осаждения при применении которых примеси выделяются из воды в виде осадка. Данные методы обработки относятся к реагентным так как в воду дозируют специальные химические реагенты. Обычно эти процессы совмещены и проводятся в осветлителе. В данной схеме предочистка на ВПУ проводится коагуляцией FeSO4 с известкованием Ca(OH)2.
Коагуляция – физико-химический процесс укрупнения коллоидных частиц за счет их слипания под действием молекулярных сил притяжения в результате введения в воду коагулянта. Коллоидные частицы имеют весьма маленькие размеры поэтому участвуют в броуновском движении обладаю высокой скоростью диффузии а это способствует их выравниванию по объему воды. Мелкие коллоидные частицы не способны к укрупнению так как имеют одноименный заряд и такая частица окружена двойным слоем ионов включая потенциалобразующие ионы и противоионы. В результате броуновского движения частица приобретает чаще всего отрицательный заряд. Чтобы укрупнить коллоидные частицы в обрабатываемую воду необходимо ввести реагент имеющий положительный потенциал. Такие вещества называют коагулянтами. В данной схеме ВПУ используется коагулянт FeSO4. Введение флокулянта (полиакриламид – ПАА) вещества ускоряющего процессы образования хлопьев но не замедляющего коагулянта способствует более качественной предочистке.
В данной схеме применяется известкование так как Жк>2мк-эквкг для удаления из воды СО2 снижения щелочности (или карбонатной жесткости); происходит удаление взвешенных и коллоидных примесей а так же соединений FeAlSi. При известковании воды происходит следующие процессы: прежде всего из воды удаляется свободная углекислота и образуется трудно растворимое выпадающее в осадок соединение – углекислый кальций СаСО 3.
СО2+Са(ОН)2=СаСО3+Н2О
Образуется осадок карбоната кальция:
Ca(HCO3)2+Ca(OH)2=2CaCO3+H2OСа2++СО2–3=СаСО3.
Ионы магния взаимодействуя с гидроксильными ионами выпадают в осадок:
MgCl2+Ca(OH)2=Mg(OH)2+CaCl2Мg2++2OH=Мg(OH)2
При введении извести в большом количестве чем это необходимо для связывания свободной СО2 бикарбонаты НСО3 переходят в карбонаты СО2–3
Остаточная жесткость достигаемая в процессе известкования . Коагуляция FeSO4 совместно с известкованием производится в осветлителе при t=30-40 °C и оптимальной дозе коагулянта . Первоначально организуется активное перемешивание коагулянта с исходной водой в течении 10 мин. а затем процесс должен протекать в спокойной гидродинамической обстановке для него в осветлителе предусматривается специальные успокоительные короба. Процесс коагуляции имеет две стадии (скрытую и явную). На первой стадии происходит формирование микрохлопьев Fe(OH)3. На второй стадии образуются флокулы – крупные хлопья 1-3 мм. которые сорбируют на своей поверхности мельчайшие коллоидные частицы т.е. происходит окончательная очистка воды. Реакция гидролиза сернокислого железа будет происходить в два этапа:
FeSO4+Н2О=Fe(OH)2+Н2ОрН=8-105
Fe(OH)2+О2+2Н2О=4Fе(ОН)3.
После осветлителей вода направляется в осветлительные фильтры где окончательно освеляется. ОФ загружаются пористым дробленым материалом. Фильтрование воды через слой сернистой загрузки происходит под действием разности давлений на входе в зернистый слой и на выходе из него. Данный перепад давлений зависит от скорости фильтрования вязкости диаметра фильтра высоты загрузки. В процессе фильтрования на загрузке взвешенные вещества что приводит к увеличению разности давлений. По достижению некоторой предельной величины перепада начинается проскок взвеси через фильтрующий слой или скорость фильтрования падает ниже допустимого предела. В этом случае фильтр необходимо отключить и произвести его промывку путем подачи воды в направлении обратном фильтрованию. Фильтр на промывку может отключатся по одному из следующих показателей.
количеству пропущенной воды за фильтроцикл;
возрастанию перепада давления на слой.
Остаточное содержание взвеси после фильтра 1-15 мгкг. После предочистки вода направляется на ионообменные фильтры. Сущность метода ионного обмена заключается в способности некоторых практически нерастворимых в воде материалов (ионитов) изменять в желаемом направлении ионный состав воды. Способность ионитов к такому обмену объясняется их строением. Он состоит из твердой основы – матрицы на которую нанесены функциональные группы способные в растворе к образованию на поверхности потенциалообразующих ионов. Вседствии этого вокруг твердой фазы образуется диффузионный слой из противоположно заряженных ионов. Они обладают высокой кинетической энергией способны выходить из слоя а их место занимает эквивалентное количество других ионов того же знака.
В работе ионитных фильтров различают следующие стадии:
Ионирование воды (удаление примесей).
Регенерация после истощения ионитной емкости.
1.Взрыхления слоя ионита (вода подается в обратном направлении объем ионита увеличивается на 30-40%)
2.Непосредственно регенерация (пропуск раствора определенной концентрации).
3.Отмывка от продуктов регенерации и избытка реагентов
После осветлительных фильтров вода поступает на Н–катионитные фильтры первой ступени. В процессе Н-катионирования вода умягчается за счет удаления из нее всех катионов в том числе катионов жесткости и происходит изменение анионного состава за счет разложения в кислой среде бикарбонатов с выделением СО2. Н – катионирование самостоятельно применения не имеет. Его используют в комбинированных схемах умягчения с Nа – катионитными фильтрами а также в схемах обессоливания. Фильтр загружен сильнокислотным катионом марки КУ-2. Фильтрат представляет собой смесь сильных и слабых кислот.
Реакции протекающие при работе фильтра:
Регенерацию таких фильтров проводят 1-15% раствором Н2SО4 при этом протекают следующие ракции:
Продуктами регенерации являются сульфаты кальция и магния – жесткие стоки.
При использовании Н – катионирования в схемах обессоливания воды на Н – фильтре будут протекать реакции с натриевыми солями имеющимися в воде.
При использовании Н – фильтров в схемах умягчения фильтр на регенерацию отключают по пропуску катионов жесткости Са и Мg а в схемах обессоливания процесс ведут до пропуска катиона Na.
Н-катионированная вода является мягкой так как не содержит катионов жесткости но использоваться в котлах на может так как имеет кислую среду и кислотность ее тем выше чем выше суммарное содержание в исходной воде анионов сильных кислот.
В данной схеме ВПУ фильтр Н1 берет на себя основную нагрузку по удалению катионов фильтр Н2 улавливает проскоки катионов. После фильтров Н1 вода попадает в группу фильтров А1 загруженных низкоосновным анионитом АН-31. В этом фильтре происходит удаление анионов сильных кислот.
Регенерация слабо и сильноосновных анионитов осуществляется 4% раствором NaOH:
Группа Фильтров А2 служит для удаления анионов слабых кислот и проскоков сольных. Она загружена сильноосновными анионитом марки АВ-17-8. В этой группе фильтров протекают следующие реакции:
В данной схеме ВПУ используются фильтры смешанного действия т.к. на ТЭС установлены прямоточные котлы. ФСД предназначены для глубокого обессоливания и обескремнивания добавочной воды в схеме ВПУ. В такой фильтр загружается одновременно сильнокислотный катионит и высокоосновной анионит. Переходящие в процессе ионитного обмена в воду ионы Н+ и ОН- образуют воду способствуя этим углублению степени очистки воды.
На данной ВПУ установлены ФСД с внутренней регенерацией Фильтры оборудованы средней дренажной системой ограничивает скорость воды до 50 мч. Разделение ионитов производится в самом фильтре восходящем потоком взрыхляющей воды вследствие чего анионит располагается в верхнем слое а катионит - в нижнем. Качество воды после ФСД Na+5мкгкг SiO210мкгкг.
Определение производительность ВПУ.
При расчете производительности водоподготовительных установок для приготовления добавочной питательной воды для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ учитывается что при номинальной паропроизводительности устанавливаемых котлов внутристанционные потери пара и конденсата не должны превышать 2%.
Для электростанций с прямоточными котлами расчетную производительность ВПУ увеличивают для блоков мощностью 200 250 300 МВт – на 25 тч; 500МВт – на 50 тч; 800 МВт – на 75 тч.
При проектировании ВПУ необходимо принимать минимальное количество оборудования за счет его высокой единичной производительности. При производительности водоподготовки свыше 400 м3ч предусматривается разбивка механических ионитных фильтров (при нормальном включении) на блоки производительностью от 200 до 500 м3ч каждого блока. В нашем случае производительность получилась менее 400 м3ч следовательно разбивка не предусматривается.
Расчет схемы ВПУ начинают с конца технологического процесса то есть первым рассчитывают группу фильтров смешанного действия.
В данном случае расход воды на фильтры смешанного действия который необходим для определения числа и размеров фильтра будет равен производительности установки.
1.Расчет ионообменной части ВПУ
1.1.Расчет фильтров смешанного действия ВПУ.
Необходимая площадь фильтрования определим по формуле:
Q=287 м3ч-производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
w=50мч – скорость фильтрования для ФСД (с внутренней регенерацией);
Необходимая площадь фильтрования для каждого фильтра:
Число установленных фильтров m одинакового диаметра принимается не менее трёх m=3.
Площадь фильтра с учетом изменения диаметра:
По полученному значению d (т.7 с.33[1]) принимаем ближайший больший стандартный фильтр ФИСД ВР-20-06 с d=2 м.
Продолжительность фильтроцикла каждого фильтра для (m-1) фильтров т.е. при одном резервном или ремонтном определяется по формуле:
fст=3142 м2 - сечение фильтра;
m=3 – число установленных фильтров одинакового диаметра;
h=195м – высота слоя ионита;
Q=287 м3ч – производительность рассчитываемых фильтров;
Продолжительность фильтроцикла должна быть не менее 8 часов.
Количество регенераций в сутки:
t – продолжительность операций связанных с регенерацией фильтров равная 3ч для ФСД.
Объем ионитных материалов загруженных в фильтры во влажном состоянии. В ФСД перед регенерацией ионита делятся на слой катионита и слой анионита (50% - катионита 50% - анионита):
Расход воды на собственные нужды рассчитываемой группы фильтров:
=13 м3м3 удельный расход на собственные нужды (т.2 с.38)
5 м3м3 удельный расход на собственные нужды (т.2 с.38)
Расход химических реагентов (H2SO4 NaOH NaCl) на регенерацию фильтра:
bА= 70 кгм3 (т.10)bК=100 кгм3
С - содержание поверхностно активного вещества в техническом продукте
Суточный расход химических реагентов на регенерацию ионитных фильтров:
4414*3*0056=35910 кг;
6305*3*0056=51300 кг;
0509*3*0056=85499 кг;
8407*3*0056=68399 кг;
Часовой расход воды который должен быть подан на следующую рассчитываемую группу ионитных фильтров:
QА2=QФСД+ +qCH= 287+0+0588= 287588 м3ч.
1.2. Расчет группы анионитных фильтров второй ступени А2.
Q=287588 м3ч-производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
w=20 мч – скорость фильтрования для А2 - фильтра;
Площадь фильтра с учетом изменения диаметра (т.7с.33[1])
Выбираем фильтр параллельно-точные с d=26 м ФИПа П-2.6-06.
fст=5309 м2 - сечение фильтра;
h=15 м – высота слоя ионита;
Q= 287588 м3ч – производительность рассчитываемых фильтров;
24 суммарное содержание катионов или анионов поступающей к воде г-эквм3
ep=250 рабочая обменная емкость ионита г-эквм3;
t – продолжительность операций связанных с регенерацией фильтров равная 3ч.
Объем ионитных материалов загруженных в фильтры во влажном состоянии:
АВ-17-8Ри=145 м3м3 удельный расход на собственные нужды;
Расход химических реагентов (NaOH) на регенерацию фильтра:
5672*3*0212=606639 кг
75411*3*0212=1444379 кг
QН2=QА2+qCH=287588 +3054= 290642 м3ч.
1.3. Расчет группы Н – катионитных фильтров второй ступени (Н2 ).
Q=290642 м3ч-производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
w=30 мч – скорость фильтрования для Н2 - фильтра;
Выбираем фильтр параллельно-точные с d=2 м ФИПа П-2-06.
Q=290642 м3ч – производительность рассчитываемых фильтров;
53 суммарное содержание катионов или анионов поступающей к воде г-эквм3
ep=400 рабочая обменная емкость ионита г-эквм3;
КУ-2Ри=13 м3м3 удельный расход на собственные нужды;
Расход химических реагентов (H2SO4) на регенерацию фильтра:
8496*3*1395= 788684 кг
1327*3*1395= 1051578 кг
Часовой расход воды который должен быть подан на следующую рассчитываемую группу анионитных фильтров (А1):
QА1=QН2+qCH=290642+10680=301322 м3ч.
1.4. Расчет группы анионитных фильтров первой ступени (А1).
QА1=301322 м3ч-производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
w=15 мч – скорость фильтрования для А1 – фильтра первой ступени.;
Выбираем фильтр параллельно-точные с d=3 м ФИПа 1-3-06.
fст=7069 м2 - сечение фильтра;
h=25м – высота слоя ионита;
QА1= 301322 м3ч – производительность рассчитываемых фильтров;
ep=800 рабочая обменная емкость ионита г-эквм3;
АВ-31Ри=18 м3м3 удельный расход на собственные нужды;
3573*3*0288= 762893 кг
03745*3*0288= 1816413 кг
QН1=QА1+qCH=301322+11443= 312766 м3ч.
1.5. Расчет группы Н – катионитных фильтров первой ступени (Н1).
QН1=312766м3ч-производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
w=25мч – скорость фильтрования для Н1 - фильтра;
Площадь фильтра с учетом изменения диаметра (т.7с.33)
Выбираем фильтр параллельно-точные с d=26 м ФИПа 1-2.6-06
fст=5309 м2 - сечение фильтра;
h=25 м – высота слоя ионита;
QН1=312766 м3ч – производительность рассчитываемых фильтров;
72 суммарное содержание катионов или анионов поступающей к воде г-эквм3
ep=650 рабочая обменная емкость ионита г-эквм3;
КУ-2Ри=105 м3м3 удельный расход на собственные нужды;
6394*3*0950=2270272 кг
61858*3*0950=3027029 кг
QБР=QН1+qCH=312766+16554=329320 м3ч.
2.1. Расчет осветительных фильтров.
Q0=329320 м3ч-производительность фильтра без учета расхода воды на их собственные нужды;
w=7 мч – скорость фильтрования для осветительных фильтров;
Задаемся 12 фильтрами.
Площадь фильтра с учетом изменения диаметра.
Принимаем к установке с 12 фильтрами d=26 ФОВ-3К- 26-06
h=09м*3 fст=5309 м2 (т. 7с.32[1]).
Расход воды на взрыхляющую промывку каждого осветлительного фильтра:
tвзр=10 мин – продолжительность взрыхления;
Расход воды на отмывку осветлительного фильтра
tотм=10 – продолжительность отмывки мин
w0=7мч – скорость фильтрования
Часовой расход воды на промывку осветлительных фильтро:
n0=2 – число отмывок каждого фильтра
m0=12 – число осветлительных фильтров.
Производительность брутто с учетом расхода воды на промывку осветлительных фильтров:
9320+44421=373741 м3ч;
Действительная скорость фильтрования во время включения одного фильтра на промывку (при работе m-1 фильтров):
Принимаем к установке 4 трехкамерных фильтра
3.2. Расчет осветлителей.
Суммарная производительность осветлителей принимается равной 110% расчетного расхода осветленной воды при этом устанавливается не менее двух осветлителей.
Емкость каждого из 2-х осветлителей определяется по формуле:
По Vосв выбираем ВТИ – 250и для известкования:Vосв=413 м3
для коагуляции:D=12м
Необходимое количество реагентов при коагуляции и известковании:
Расход коагулянта FeSO4*7H2O:
G – расход безводного 100%-го коагулянта кгсут;
=7516 – эквивалент безводного коагулянта:
Кк=06г-эквкг доза коагулянта
Расход технического коагулянта в сутки:
- процентное содержание коагулянта FeSO4.
Расход коагулянта (ПАА) в сутки.
dПАА - доза полиакриламида 02-18 мгкгdПАА=1
Расход извести (в виде Сa(OH)2;
05 – эквивалент Са(ОН)2;
99+04+06+1400=6499 мг-эквкг доза извести.
В декарбонизаторе удаление СО2 осуществляется методом аэрации. Его суть заключается в осуществлении тесного контакта воздуха с водой для поддержания возможно более низкого парциального давления СО2 над поверхностью воды.
Расчет декарбонизатора состоит в определении необходимой поверхности геометрических размеров заполненной кольцами Рашига и определение напора создаваемого вентилятором. Площадь поперечного сечения декарбонизатора определяется по плотности орошения насадки т.е. по расходу воды приходящейся на единицу площади единичного сечения декарбонизатора. Плотность орошения с насадкой из колец Рашига принимаем 60м3(м2ч):
Диаметр декарбонизатора:
Необходимая поверхность насадки:
G – количество газа кгч:
Свх=44×Жк+Снач=44×4099+0268×40993=198813 мгкг;
Снач=0268×Жк3=0268×40993=18457 мгкг;
6 – площадь поверхности единицы V-ма слоя насадки;
Расход воздуха на декарбонизацию воды:
*301322*125=15066108 м3ч
Выбираем два декарбонизатора с производительностью по Q=100м3ч; d=1460мм; F=167 м2; Qвозд=2500 м3ч
4. Анализ расхода реагентов
Расход реагентов на предочистке.
Расход технического коагулянтаGт.к.=809002 кгсут
Расход полиакриламидаGПАА=8970 кгсут
Расход известиGИ=2159814 кгсут
Табл. 2 Расход реагентов на ионитную часть ВПУ.
Общий суточный расход реагентов на регенерацию.
Табл. 3 Расход ионита на ВПУ
Суммарное количество загруженного в фильтры анионита
Суммарное количество загруженного в фильтры катионита
5. Анализ расхода на собственные нужды ВПУ
Собственные нужды по схеме обессоливания:
Процентный расход воды на собственные нужды:
Собственные нужды по схеме предочистки:
Таким образом получаем что собственные нужды предочистки и ионообменной части ВПУ не превышают 25%.
6. Компоновка оборудования ВПУ
Учитывая часовой расход воды который должен быть подан на следующую группу ионитных фильтров после H1 - фильтра (Q = 329320 м3ч ) выбираем параллельно-коллекторную компоновку.
При данной компоновке вода подается на обработку из общего коллектора к каждому фильтру данной ступени обработки. Фильтрат собирается также в общий коллектор и отводится на следующую ступень обработки. В параллельных схемах каждый отдельный фильтр автономен. Его состояние: работа резерв регенерация не определяет состояние ступеней обработки однородных фильтров. Группа фильтров обрабатывает воду непрерывно в то время как отдельный фильтр периодически. Число фильтров можно изменять в зависимости от производительности ВПУ. Схема хорошо адаптируется к изменениям по составу воду и производительности. Надежность схемы достаточно высокая. Экономична по количеству оборудования и расходу ионитов по расходу реагентов на регенерацию фильтров воды на собственные нужды.
Таблица основного оборудования.
Производительность –250 м3ч
Геометрический объем – 413 м3
Рабочее давление – 06 мПа
Высота фильтрующей загрузки – 900*3 мм
Расход воды при расчетной скорости фильтрования – 300 м3ч
Высота фильтрующей загрузки – 2500 мм
Расход воды при расчетной скорости фильтрования – 180 м3ч
Высота фильтрующей загрузки – 1500 мм
Расход воды при расчетной скорости фильтрования – 150 м3ч
Расход воды при расчетной скорости фильтрования – 250 м3ч
Высота фильтрующей загрузки – 1950 мм
Расход воды при расчетной скорости фильтрования – 160 м3ч
V = 460 м3 d = 61 м h = 112 м
V = 400 м3 d = 79 м h = 98 м
Q =100 м3ч d =1460 мм S =167 м2
Специальное задание №1
Для надежной и экономичной эксплуатации оборудования электростанций правилами технической эксплуатации разработаны нормы качества питательной воды и пара для всех типов котлов эксплуатируемых в энергосистеме. Для мощных блоков нормы качества по пару практически совпадают для барабанных и прямоточных котлов в то время как нормы качества по питательной воде отличаются существенно. Это происходит из-за конструкционных различий между котлами.
Нормы качества острого пара.
Удельная электрическая проводимость
Нормы качества подпиточной воды котлов
Н - катионированной пробы
Разнообразие примесей которые должны быть удалены из воды а также методов применяемых при ее обработке на ТЭС усложняет поиск оптимальных решений при выборе схем и аппаратов в том или ином конкретном случае. В теплоэнергетике используются методы которые можно разделить на химически т.е. с использованием химических реагентов (методы осаждения ионного обмена и т.д.) и физические к которым относятся термический и мембранный методы.
При выборе метода очистки следует учитывать при надлежащих экономичности и надежности также социальный и экологический факторы (состав исходной воды параметры теплоносителя и т.д.).
Очистка добавочной воды для подпитки котлов организуется в несколько этапов на водоподготовительной установке (ВПУ). На начальном этапе из воды выделяются грубодисперсные и коллоидные вещества а также снижается бикарбонатная щелочность этой воды. На дальнейших этапах производится очистка воды от истинно растворенных примесей.
Начальный этап очистки воды - предочистка - осуществляется в основном методами осаждения. К процессам осаждения применяемым в настоящее время при предочистке воды относятся коагуляция известкование и магнезиальное обескремнивание. Первичное осветление воды производится в осветлителях а окончательная очистка от осадка осуществляется при помощи процесса фильтрования который также относится к предочистке воды но является безреагентным методом.
Освобождение воды от истинно растворенных примесей может осуществляться методами ионного обмена а также мембранными и термическими методами. Ионный обмен на ВПУ ТЭЦ производится в ионообменных фильтрах обычно насыпного типа. По технологическому предназначению различают катионитные анионитные и фильтры смешанного действия. По способу выполнения технологических операций фильтры подразделяются на прямоточные противоточные ступенчато-противоточные двухпоточно-противоточные ФСД с внутренней и внешней регенерацией.
Насыпные фильтры с одинаковым по характеру ионообменным материалом (катионит ионит) подразделяют также на фильтры 1-й и 2-й ступеней. Эти фильтры различаются сортами засыпаемого в них ионита и конструктивными особенностями.
Для регенерации ионитных фильтров на каждой ВПУ имеется реагентное хоз-во включающее в себя склады реагентов оборудование для приготовления и подачи регенерационных растворов.
Выбор схемы подготовки добавочной и подпиточной воды определяется с одной стороны качеством исходной воды и требуемым качеством очищенной а с другой стороны - условиями надежности экономичности и минимального количества сбросов примесей в водоемы.
Наиболее экономичной и эффективной является прямоточная система технического водоснабжения. Забор воды из реки производят из створа расположенного выше по течению чем сброс воды. Такая система разрешена в том случае если дебит реки в 3-4 раза превышает потребление технической воды на электростанции. Учитывая что нагрев воды в конденсаторе составляет 8-10 °С и количество этой воды огромно должны быть приняты меры по сведению к минимуму влияния этой теплоты на экологическую обстановку реки. По санитарным нормам нагрев воды в створе сброса не должно превышать нормальную температуру водоема летом на 3 °С зимой – на 5 °С. в случае несоблюдения этих норм выбирается оборотная система технического водоснабжения. В этом случае используют естественные и искусственные водохранилища пруды градирни.
Система теплоснабжения
Температура сетевой воды °С
Карбонатная жесткость: при рН не более 85 при рН более 85
По расчету ОСТ 108.030.47-81
Содержание растворенного кислорода.
Содержание соединений железа (в пересчете на Fe) мкгкг
Значение рН при 25 °С
Содержание нефтепродуктов мккг
В числителе указаны значения для котлов работающих на твердом топливе в знаменателе - на жидком и газообразном топливе.
* Для теплосетей в которых водогрейные котлы работают параллельно с бойлерами имеющими латунные трубки верхнее значение рН сетевой воды не должно превышать 95.
В тепловых сетях с непосредственным разбором горячей воды (открытая система теплоснабжения) подпиточная вода дополнительно должна удовлетворять требованиям ГОСТ 2874-83 «Вода питьевая» а перманганатная окисляемость этой воды не должна превышать 5 мгкг 02. Присадка гидразина и других токсичных веществ в подпитывающую и сетевую воду строго запрещена.
При коррекционной обработке подпиточной воды силикатами их содержание не должно превышать 30 мгкг в пересчете на Si02.
3.Основные мероприятия по поддержанию выбранного ВХР.
К основным мероприятиям по поддержанию нормируемых показателей водно-химического режима энергоблоков ТЭС относятся: предпусковые промывки оборудования; проведение эксплуатационных промывок оборудования; консервация оборудования во время простоев; обессоливание и обескремнивание добавочной воды; удаление свободной угольной кислоты из добавочной химически обработанной воды; обезжелезивание и обессоливание основного конденсата турбин и других конденсатов в случае необходимости; оснащение конденсаторов специальными дегазирующими устройствами в целях удаления кислорода из конденсата; обеспечение достаточной герметичности конденсаторов турбин со стороны охлаждающей воды и воздуха; постоянный вывод неконденсирующихся газов из паровых камер теплообменников; тщательное уплотнение конденсатных насосов арматуры и фланцевых соединений трубопроводов находящихся под разрежением; антикоррозионное покрытие оборудования и применение коррозионно-стойких материалов.
4.Методы коррекции котловой и питательной воды.
Для оптимального водно-химического режима с прямоточными котлами применяется окислительный (кислородный) режим. Кроме кислорода так же может использоваться воздух и перекись водорода. Ввод окислителя допускается в конденсатный или питательный тракт. Для реализации окислительного водного режима необходимо выполнение ряда требований:
-глубокая очистка турбинного конденсата (х 01 мк Смсм);
-поддержание значения рН25>70;
-концентрация О2 100 мкгкг.
5.Характеристика потоков конденсатов и схемы их очистки.
Конденсаты являются основной составляющей частью питательной воды котлов любых давлений и производительностей но особенно для высоких и сверхвысоких давлений. Их ценность состоит в отсутствии кремниевой кислоты солей и высокой температуры некоторых потоков.
Конденсаты ТЭС разделяются на следующие группы:
Турбинные конденсаты: Т = 25 – 45 °С наиболее чистые содержат лишь газы NH3 CO2 и следы O2 незначительное количество продуктов коррозии.
Конденсаты-подогреватели: Т = 50 – 100 °С содержащие в значительно больших количествах чем турбинные конденсаты продукты коррозии.
Конденсаты пара сетевых подогревателей: Т = 80 °С более коррозийно-агрессивные при нарушении трубной системы может попасть сетевая вода.
Конденсаты подогревателей сырой и химически очищенной воды: Т = 50 – 100 °С содержат продукты коррозии при неплотностях трубных систем и соли жесткости.
Дренажные конденсаты пар от расширителей непрерывных продувок и т.п.: Т = 100 °С и выше (для барабанных котлов) высокое содержание оксидов железа.
Внешние производственные конденсаты: могут содержать кроме оксидов Fe Cu Zn CO2 и О2 масла нефтепродукты смолы и т.д. Особенно опасно содержание в них хлороформа дихлорэтана нитробензола т.к. в котловой воде они разлагаются с образованием сильных минеральных кислот.
Схемы очистки конденсатов:
Очистка конденсатов от нефтепродуктов. Данная схема определяется и составляется в зависимости от степени загрязнения потока. При содержании нефтепродуктов не более 10 мгкг чистка производится только на сорбционных фильтрах. В том случае когда загрязнение превышает указанную норму схема дополняется специальными отстойниками с нефтеловушками продолжительность отстоя конденсата более 3 часов после чего конденсат подают на сорбционные фильтры. Необходимо предусматривать не менее двух отстойников заполняемых поочередно и рассчитанных на трехчасовой сбор конденсата. В сорбционных фильтрах применяют малозольный активированный древесный уголь (БАУ ДАК) полукокс вспененные полимерные материалы. Загрузка восстановлению не подлежит. Конструкционно фильтры не отличаются от ионитных и механических. Высота загрузки 15 – 2 м скорость фильтрования – 8 м3ч время работы в среднем 1000 ч.
Обезжелезывание турбинных конденсатов. Удаление из турбинных и производственных конденсатов оксидов железа и меди а также других продуктов коррозии конструкционных материалов трубопроводов и оборудования в зависимости от температуры конденсата производится на фильтрах заполненных катионитами марок: СУ СК или СМ с температурой воды 50 – 60 °С (степень очистки оксидов железа – 50-70 % оксидов меди – 50 % катионов жесткости – 100 %); при температуре конденсата до 110 °С применяют катионит КУ-2 (степень очистки та же что и при загрузке СУ). Кроме насыпных фильтров могут использоваться намывные (целлюлозные или ионитные) а также электромагнитные (для которых нет ограничения по температуре потока).
Специальное задание №2
Выбор и описание системы технического водоснабжения.
Основными потребителями технической воды на тепловых и атомных станциях являются конденсаторы паровых турбин которые используют охлаждающую воду для конденсации пара. Кроме того техническая вода используется в маслоохладителях турбин и вспомогательного оборудования в охладителях водорода статоров электрогенераторов в системах охлаждения подшипников вспомогательных механизмов а также для восполнения потерь в основном цикле станции и теплосетях.
В водохозяйственном балансе расход воды на охлаждение конденсаторов измеряется десятками тысяч тонн. Для
Существуют как прямоточные так и оборотные системы водоснабжения.
В нашем случае источником водоснабжения является река отвечающая вышеприведенным условиям. Принимаем систему прямоточную.
Исходной водой для ХВО ТЭС обычно является вода из системы технического водоснабжения.
Таблица расчета технической воды ТЭС
Потребитель технической воды.
Конденсация пара в конденсаторе
Системы охлаждения электрогенератора и крупных электродвигателей
Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов
Восполнение потерь парового тракта и тепловых сетей
Охлаждение масла турбоагрегата и питательных насосов
В проекте была разработана водоподготовительная установка ТЭЦ мощностью 3200 МВт.
В первой части проекта были изучены показатели исходной воды сделан их пересчет в мг-эквкг. Затем была выбрана схема обработки воды: предочистка -коагуляция с известкованием обессоливающая часть - ионный обмен. Так как есть котел прямоточного типа то обработка воды ведется по схеме трехступенчатого обессоливания (Н1-А1-Д-Н2-А2-ФСД). Для подготовки подпиточной воды в теплосеть на второй стадии обработки используется ионный обмен (натрий - ионитные фильтры).
В следующей части был проведен пересчет показателей качества исходной воды по отдельным стадиям обработки и полное описание процессов происходящих на ВПУ.
При расчете производительности установки обессоливания были получены следующие цифры:
Был проведен расчет схемы ВПУ и определено какое на станции должно быть установлено оборудование.
В спецзадании была рассчитана и описана схема технического водоснабжения ТЭС. В последней части курсового проекта были описаны водно-химические режимы и выбран оптимальный режим для данной станции нормы качества воды и пара характеристики потоков конденсатов и способы их очистки.
Чиж В.А. Золотарева В.А. «Методическое пособие» Мн 1993г.
Чиж В.А. Золотарева В.А. «Водно-химические режимы ТЭС.» – Мн 1995г.
Чиж В.А. Золотарева В.А.. Карницкий Н.Б. «Сточные воды ТЭС» Мн.1997г.

впу 3 ступени.dwg

Технико-экономические показатели КА
Модернизация промышленной теплоэлектроцентрали
Т.01.02.00.(02) г.Минск
-х ступенчатая схема
- регенеративный раствор
- обрабатываемая вода
БОсВ- бак осветленной воды
БУВ- бак умяченной воды
БДВ- бак декарбонизированной воды
БОбВ- бак обессоленной воды
Условное обозначение:

вечер.dwg

вечер.doc

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Энергетический факультет
Кафедра Экономика и управление энергетики’
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА на тему
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РАЙОНА
Исполнитель: Вечер А. В.
Руководитель: Спагар И.А.
РАСЧЁТ КОМБИНИРОВАННОЙ СХЕМЫ
1.Расчёт капиталовложений в ТЭЦ
2.Определение годового расхода топлива на ТЭЦ
3.Расчёт приведенных затрат и полных капиталовложений в комбинированную схему ТЭЦ
РАСЧЁТ РАЗДЕЛЬНОЙ СХЕМЫ
3.Расчёт затрат раздельной схемы
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
1.Комбинированная схема
Энергоснабжение потребителей осуществляется по двум принципиально различным схемам: комбинированной (тепло и электроэнергию получают от одного источника - ТЭЦ) и раздельной (тепло отпускается от котельной а электроэнергия от КЭС).
В комбинированной схеме (теплофикация) тепло рабочего тела используется сначала для выработки электроэнергии а затем отработанное тепло низкого потенциала подаётся в тепловые сети централизованного теплоснабжения. Получаемая при этом экономия тепла согласно принятому в РБ физическому методу полностью относится на электроэнергию за счёт чего удельный расход топлива на 1 кВт-ч на ТЭЦ значительно меньше чем на КЭС.
Для развития теплофикации требуются значительные капиталовложения как правило больше чем при раздельной схеме. Вместе с тем при значительных тепловых нагрузках строительство ТЭЦ позволяет достигать более высокой степени концентрации и централизации теплоснабжения по сравнению с котельными что приводит к некоторому снижению удельных капиталовложений как непосредственно в ТЭЦ так и в тепловые сети облегчает использование низкосортных топлив снижает эксплуатационные издержки повышает производительность труда даёт экономию топлива. Комбинированная схема позволяет применять высокоэффективные методы очистки дымовых газов строительство высоких дымовых труб. Для ТЭЦ характерно отсутствие протяжённых магистральных линий электропередач сложных распределительных устройств что даёт сокращение капиталовложений по сравнению со схемой выдачи мощности на КЭС. С другой стороны на ТЭЦ вследствие увеличения радиуса передачи тепла растут затраты в магистральные тепловые сети.
Относительная экономичность комбинированной и раздельной схем зависит от величины и структуры тепловых нагрузок условий топливоснабжения технико-экономических показателей оборудования режимов загрузки климатических условий и других факторов. Относительное решение о предпочтительности того или иного варианта может быть сделано на основе тщательного технико-экономического анализа. Критерием сравнительной экономической эффективности может служить минимум приведенных затрат.
КОМБИНИРОВАННАЯ СХЕМА
К данным турбоагрегатам подбираем паровые котлы. Производительность котла берется такой чтобы обеспечивался номинальный расход пара на турбину с учетом расхода теплоты на собственные нужды и потери в паропроводах 4%.
ДК = ДТ+ДСН+ДПО Т = ДТ ×(102 106)
Номинальный расход пара на турбины для Т-250-240 Д0 = 930 тч
и для Т-175-130 Д0 = 760 тч:
Выбираем 4 котлов производительностью 420 тч.
Головным выбираем турбоагрегат Т-250-240.
Капиталовложения в основное оборудование:
Kтэц=K'Т-250-240+-1*K”Т-250-240 +K'ка+3*K''ка+2*K”Т-175-130 =
=[639+-1*476+121+3*95+2*199].106=804.106 .
Количество теплоты отдаваемое тепловому потребителю с отборов турбин:
Qчтфо=2*QтфоТ-175-130 +2*Qтфо Т-250-240 =2*314+2*384=628 Гкалч .
Принимаем коэффициент теплофикации:
Общее количество теплоты отпускаемой от ТЭЦ:
Qчтф=Qчтфоαтф=62807=89714 Гкалч ;
Qпвк=Qчтф-Qчтфо=89714-628=26914 Гкалч .
n=QПВК100=26914100=2691429
Принимаем 3 пиковый водогрейный котел производительностью 100 Гкалч
Капиталовложения в водогрейные котлы:
Kпвк=3*Kпвк=3*17.106 =51.106 .
Суммарный годовой отпуск теплоты от ТЭЦ:
Qтф = Q чтф hг.в. = 89714×3500 =3140000 Гкалгод.
Годовая отопительная нагрузка ТЭЦ:
Qтфр = Qтф hтс =3140000×095 = 2983000 Гкалгод.
Расчетное число жителей обеспечиваемых теплотой от ТЭЦ:
z = Qтфр ( qо+в + qг.в. ) = 2983000 ( 373+199 ) = 521503 чел.
гдеqо+в qг.в. – удельные годовые расходы теплоты на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение на одного жителя. Принимаем из [3]
Общие капиталовложения:
Kтэц=Kтэц+Kпвк=804.106+51.106=855 .106 .
Удельные капиталовложения в ТЭЦ:
k=KтэцNтэц=855 .106(350 .103)=2443 кВт .
Постоянные годовые издержки:
Ипост=13(12.Kтэц.Pам100+kшт.Nтэц.Зс.г.)
гдеPам- норма амортизации (принимаем Pам=53%);
kшт- штатный коэффициент (kшт=09 чел.МВт);
Зс.г. - среднегодовая заработная плата (Зс.г. =3000 чел.-год).
- коэффициент учитывающий издержки на текущий ремонт
- коэффициент учитывающий общестанционные расходы
Ипост=13(12.855.106.53 100+09*350*3000)=83 .106 год .
Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов.
Таблица 1. Энергетические характеристики турбин .
Для расчета годового расхода теплоты на турбину необходимо часовую энергетическую характеристику трансформировать в годовую.
Qтгод=aT+rкNтh-rЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо ;
Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT
где a -- расходы теплоты на холостой ходМВт ;
c -- потери в отборахМВт ;
T -- число часов работы турбины в году чгод ;
h -- годовое число часов использования электрической мощности чгод ;
rк -- относительный прирост для конденсационного потока ;
r -- уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке ;
Wтхо --удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе МВтМВт;
Wтфо -- удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе МВтМВт
T=5700 чгод; h=5500 чгод; hтхо=6500 чгод; hтфо=3500 чгод.
Эт Т-250-240=0·0·6500+063.384.3500 -407.5700 =614730 МВт-чгод ;
ЭтТ-175-130=06.314.3500 -244.5700=520320 МВт-чгод ;
Qтгод Т-250-240=396.5700 +198.250.5500 +384.3500 =
Qтгод Т-175-130=2989.5700 +2316.175.5500 -13.520320 +314.3500 =
Общий отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:
hi – годовое число использования электрической мощности
Эс.н – расход электроэнергии на собственные нужды
Этэц=350·5500 (1-4100)=185.106 МВт-чгод .
Общая потребность в теплоте от паровых котлов:
гдеQтх=Qтхоhтхо=2·0.6500 +2×0×6500=0 МВт-чгод .
Qроу=(1-09).0 =0 МВт-чгод ;
Qка=102(2*2822107)=576 ×106 МВт-чгод .
Годовой расход условного топлива на паровые котлы:
Bка=Qка(пвкKп)=576.106(093.814)=076.106 т у.т.год
гдеKп=7 Гкалт у.т.=814 МВт-чт у.т.
Расход топлива на ПВК:
Bпвк=Qпвк(пвкKп)=26914.3500 (093.7)=
=15831933 т у.т.год
гдеαтф год- годовой коэффициент теплофикации при часовом αтф=06.
Годовой расход условного топлива на ТЭЦ:
Bтэц=Bка+Bпвк=076.106+15831933=092.106 т у.т.год .
Принимаем цену тонны условного топлива Цтут=150 т у.т.
Переменные годовые издержки:
Ипер=BтэцЦтут=092.106.150 =13782·106 .
Ежегодные издержки на эксплуатацию и обслуживание тепловых и электрических сетей:
Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:
Удельные капиталовложения:
kтс=4.106 км; kлэп=056.106 км.
Итс=0075.4.106.15 =45.106 год;
Илэп=0034.056.106.30 =057.106 год.
Приведенные затраты в варианте с ТЭЦ:
Зтэц=EнKтэц+Ипост+Ипер+Eн(kтс+kлэп)+Итс+Илэп=
=012.804.106+83.106+13782.106+012(4.106+056.106)+45.106+057.106=
Полные капиталовложения в комбинированную схему:
Kк=Kтэц+Kтсlтс+Kлэпlлэп=804.106+4.106.15 +056.106.30 =1572.106 .
По данной схеме энергоснабжения тепловые потребители получают теплоту от котельной а электрическая энергия вырабатывается на КЭС. Из условий сопоставимости вариантов оборудование КЭС выбирается из условий работы электростанций в крупной энергосистеме. КЭС как правило располагаются на значительном расстоянии от потребителей электрической энергии. ТЭЦ располагаются вблизи источника тепла которые являются одновременно крупными потребителями электрической энергии. Поэтому эквивалентная мощность замещающей КЭС должна быть больше мощности ТЭЦ на величину потерь в электрических сетях.
Для КЭС выбираем 2 блока К-200 тч.
Полные капиталовложения в КЭС:
K*кэс=K'К-200 +1* K’'К-200=4145+1*211=6255.106 .
Для уравнивания с ТЭЦ:
Kкэс=K*кэс(NтэцNкэс)=6255.106(350400).105=5747.106 .
Постоянные годовые издержки КЭС:
И*кэспост=13(12K*кэсPам100+kштNкэсЗсг).
По таблицам 7910 [1] находим:
норма амортизации Pам=41% ;
штатный коэффициент kшт=07 чел.МВт;
расход электроэнергии на собственные нужды Эсн=55% .
И*кэспост=13(12.6255.106.41 100+07.400.3000)=509.106 .
Отпуск электроэнергии от КЭС:
Экэс=Nкэсhкэс(1-Эсн100)=400.5500 (1-55100)=208.106 МВт-чгод .
Годовой расход теплоты на блок:
Qт=aTр+rЭэк+r'(Э-Ээк);
Э-Ээк=Э(Nном-Nэк)Nном
где =09 (принимаем) - коэффициент учитывающий степень загрузки турбины;
Nэк=188 МВт; Nном=200 МВт; r=218; r'=229; a=34.
Э-Ээк=09.(400.5500).(200 -188)200 =59400 МВт-чгод;
Ээк=Экэс-(Э-Ээк)=208.106-59400=202.106 МВт-чгод;
Qт=34.5700 +218.202.106+229.59400 =473.106 МВт-чгод.
Годовой расход топлива на 1 блок:
Bгодбл=Qт(каKп)+Bnn=473.106(093.814)+27.6+45.2=063.106 т у.т.год
где принято 6 пусков после простоя в 48 часов с Bn=27 т у.т. и 2 пуска из холодного состояния с Bn=45 т у.т. (Bn -- расход топлива на пуск; n- число пусков блока в году).
Удельный расход топлива на отпуск электроэнергии:
bээ=Bбл[Э(1-Эс.н.100)]=063.106[22.106(1-55100)]=0231 т у.т.МВт-ч.
Годовой расход топлива на КЭС:
Bкэс=Bкэс i=2.063.106=046.106 т у.т.год .
Переменные годовые издержки КЭС:
И*кэспер=BгодкэсЦтут=046.106.150 =6942.106 год .
Доля условно-постоянных эксплуатационных затрат КЭС:
Икэспост=И*кэспостαNтэцNкэс=509.106.104.350 400=463.106 год .
Доля условно-переменных затрат КЭС:
Икэспер=И*кэсперαЭтэцЭкэс=6942.106.104.185 208=6418×106 год .
Исходя из сопоставимости вариантов районная котельная должна обеспечивать тот же отпуск тепла что и ТЭЦ.
Так как блоки по К-200 поставляются с котлами производительностью 1000 тч то нам нет необходимости ставить дополнительные паровые котлы.
Найдём количество водогрейных котлов:
Выбираем водогрейные котлы типа КЗТК-180 производительностью 180 Гкалч.
Капиталовложения в котельную:
Kкот=K'пк+-6*K''пк+K'вк+7*K''вк=(2022+-6×95+406.1+7.1265).103=924.106 .
Постоянные годовые издержки котельной:
Икотпост=13(11KкотPам100+kштQчкотЗсг)=
=13.[11.924 .106.71 100+021.(-92720 +1396).3000]=132 ·106 год .
Годовой расход топлива на котельную:
Bкот=(1-002)[Qтх(пкKп)+Qтф(вкKп)]=
=(1-002)[-92720.6500 (086.7)+1396.3500 (09.7)]=760044 т у.т.год
Капиталовложения в раздельную схему:
Kр=Kкэс+Kкот+Kртс+Kрлэп .
kтс=4.106 км; kлэп=056.106 км;
Kр=5747×106+924.106+40.106+616.106=16831.106 год.
Издержки на теплосети и ЛЭП:
Иртс=0075Kртс=0075.40.106=3.106 год;
Ирлэп=0034Kрлэп=0034.616.106=209.106 год.
Годовые условно-переменные издержки раздельной схемы:
Ирпер=Икэспер+BкотЦтут=6418.106+760044.150 =17818.106 год.
Приведенные затраты в раздельную схему:
Зр=EнKр+Икэспост+Икотпост+Ирпер+Иртс+Ирлэп=
=012.16831 ×106+463×106+6418·106+17818.106+3.106+209.106=2094.106 год .
Капиталовложения в раздельную схему без учёта капиталовложений в тепловые сети и ЛЭП:
K*р=Kкэс+Kкот=5747.106+924×106=6671.106 год .
k=K*рNкэс=6671.106400000=1668 кВт .
Годовой расход тепла на производство электроэнергии:
Qэ= -(Qтхоhтхо+Qтфоhтфо=
=5644214 –(2*(384*3500)+2*(314*3500))=
Годовой расход топлива на производство электроэнергии:
Bээ=QэкаKп)=345.106(093.7)=033.106 т у.т.год.
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
qэ=QэЭтэц=345.106(185.106)=186 ГкалМВт-ч.
Удельный расход топлива на производство электроэнергии:
bээ=BээЭтэц=033·106(185.106)=0179 т у.т.МВт-ч.
Годовой расход топлива на производство теплоты:
Bтэ=Bтэц-Bээ=092.106-033·106=059.106 т у.т.год.
Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:
Qтэц=Qгтх+Qгтф=3140000·086+0=27·106 Гкалгод.
Удельный расход топлива на производство теплоты:
bтэ=Bтэ(Qтх+Qтф)=059.1063140000=0187т у.т.Гкал.
КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:
ээ=0123bээ=01230179=069.
КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:
тэ=0143bтэ=01430187=076.
Доля постоянных издержек относимая на электроэнергию:
Иээпост=Итэцпост.(BээBтэц)=83 ×106.033.106(092.106)=299.106 год.
Доля постоянных издержек относимая на тепловую энергию:
Итэпост=Итэцпост.(BтэBтэц)=83 × 106.059.106(092.106)=531.106 год.
Себестоимость электроэнергии:
Сээ=(Иээпост+BээЦтут)Этэц=(299.106+033.106.150)185.106=
Себестоимость тепловой энергии:
Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)Qтэц=(531.106+059.106.150)27.106=
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:
Стээ=bээЦтут=0179.150 =2686 МВт-ч.
Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:
Сттэ=bтэЦтут=0187.150 =2809 Гкал
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:
Зээ=(ЗтэцЭтэц)(BээBтэц)=
=(16139.106185.106)(033.106092.106 )=3145 МВт-ч.
Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:
Зтэ=(ЗтэцQтэц)(BтэBтэц)=
=(16139.10627.106)(059.106092.106 )=3824 Гкал.
Показатель фондоотдачи:
Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)Kтэц=
=(30.185.106+20.27.106)804.106=136.
Показатель фондовооружённости:
Kфв=Kтэц(Nтэцkшт)=804.106(350.09)=255238 чел.
Полный расход тепла на производство электроэнергии:
Qэ=2.Qт(1+П100)=2.473.106(1+1100)=956.106 Гкалгод
гдеП=1% -- показатель учитывающий отклонение параметров от номинальных.
Удельный расход тепла на турбоагрегаты:
qт=QэЭк=956.106(400.5500)=435 ГкалМВт-ч.
КПД КЭС по отпуску электроэнергии:
ээ=0123bээ=01230231=053.
Стээ=bээЦтут=0231.150 =3471 МВт-ч.
Себестоимость электроэнергии на шинах КЭС:
Сээ=Стээ+ИкэспостЭкэс=3471+463.106(208.106)=3694 МВт-ч.
Удельные приведенные затраты на КЭС на производство электроэнергии:
Зээ=(EnK*кэс+И*кэспост+И*кэспер)Экэс=
=(012.6255.106+509.106+6942×106)(208.106)=3945.106 МВт-ч.
Kфо=Цнээ.ЭкэсK*кэс=30.208.106(6255.106)= 100.
Kфв=K*кэс(Nкэсkшт)=6255 ×106(400.07)=223393 чел.
Удельные капиталовложения в котельную:
k=KкотQкот=924.106(180.8)=26185 -чГкал.
bтэ=Bкот(Qтх+Qтф)=760044 (1396·3500))=016 т у.т.Гкал.
КПД котельной по отпуску теплоты:
тэ=0143bтэ=0143016=092.
Сттэ=bтэЦтут=016.150 =233 Гкал.
Себестоимость тепла отпускаемого котельной:
Стэ=Сттэ+Икотпост(Qтх+Qтф)=233+132.106(2084×106)=124 Гкал.
Удельные приведенные затраты в котельную на производство теплоты:
Зтэ=(EnKкот+Икотпост+BкотЦтут)(Qтх+Qтф)=
=(012.924.106+21.106+760044.150)489.106=2383 Гкал.
Kфо=Цнтэ.(Qтх+Qтф)Kкот=20.489.106924.106=353.
Kфв=Kкот(Qкотkшт)=924.106(1396.021)=33087 чел.
Сводная таблица технико - экономических показателей контрольной работы
Наименование показателей
Комбинированная схема
Установленная мощность
Число часов использования
установленной мощности
Годовой отпуск энергии
Удельный расход тепла на
Удельный расход топлива на
производство энергии
Полные капиталовложения
Условно - постоянные издержки
Годовой расход топлива
Удельные приведенные затраты
Цена тонны условного топлива
Топливная составляющая
Себестоимость энергии
Показатель фондоотдачи
Показатель фондовооружения
Удельные капиталовложения
В данной работе на основании технико - экономического анализа приводится обоснование строительства ТЭЦ. Одним из критериев экономической эффективности служит минимум приведенных затрат. Приведенные затраты меньше у комбинированной схемы. При сравнении вариантов по дисконтированной стоимости так же видно что вариант с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергией предпочтительнее раздельной выработки.
Прежде всего этот вывод сделан на сравнении приведенных затрат при условии энергетической сопоставимости вариантов. Кроме того технико - экономические показатели производства теплоты отличаются незначительно ( котельная более экономична ТЭЦ ) однако при сравнении технико - экономических показателей производства электроэнергии очевидно преимущество ТЭЦ.
Нагорнов В.Н. Методические указания к курсовой работе по Организация планирование и управление предприятием’ для студентов специальности 10.05 Тепловые электрические станции’ – Мн. БГПА 1990.
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия 1976.
Леонков А.М. Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. Дипломное проектирование. – Мн. Вышэйшая школа’ 1978.

всп 1.doc

Министерство образования Республики Беларусь
Белорусский национальный технический университет
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ
Кафедра “ТЕПЛОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ”
РАСЧЁТ ПВД № 6 ТУРБОУСТАНОВКИ ПТ-135165-13015
по дисциплине “Вспомогательное оборудование ТЭС ”
Исполнитель: Вечер А. В.
Руководитель: Ковшик И. И.
Краткая характеристика подогревателя 6
Определение тепловых нагрузок в ОП СП ОК 8
Тепловой расчёт собственно подогревателя (СП) 10
Тепловой расчёт охладителя пара 13
Тепловой расчёт охладителя конденсата 16
Турбина ПТ-135165-13015 имеет всего 7 отборов. Такое количество отборов позволяет обеспечить развитую систему регенерации: 3 ПВД и 4 ПНД. ПВД у современных турбин кроме основной поверхности нагрева имеет также охладители перегретого пара (ОПП) и охладители дренажа (ОД).
В системе регенерации есть также следующие элементы:
охладители пара эжекторов (ОЭ) при применении пароструйных эжекторов (осуществляется трехступенчатое сжатие воздуха с промежуточным его охлаждением что экономичнее).
Охладители пароуплонений (ОУ) служат для утилизации теплоты пара отсасываемого из камеры низкого давления с помощью эжектора.
Подогреватель сальниковый (ПС) служат для утилизации теплоты пара из камеры уплотнений избыточного давления.
Для надежной работы этих элементов и в особенности ОЭ и ОУ через них должен подаваться достаточный расход конденсата. Поэтому на режимах с малым пропуском пара в конденсатор включается т.н. линия рециркуляции. Регулирование расхода конденсата осуществляется по этой линии автоматически (клапан рециркуляции который управляется по импульсу уровня конденсата в конденсаторе). За счет этого одновременно предупреждается срыв в работе КН (должен работать под заливом).
В данной работе требуется расчитать подогреватель высокого давления ПВД № 6 для турбины ПТ-135165-13015. Зная давление температуру и расход пара на подогреватель требуется расчитать его основные параметры: расход воды температуры теплоперепады тепловые нагрузки площади поверхностей теплообмена в подогревателе высокого давления.
КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПОДОГРЕВАТЕЛЯ
Одним из элементов комплектующих любую турбоустановку являются подогреватели высокого давления (ПВД). Трубная система ПВД выполнена в виде спиральных змеевиков размещаемых в разъемном сварном корпусе и состоит из трёх элементов – зоны охлаждения перегретого пара зоны конденсации пара и зоны охлаждения конденсата. Питательная вода подводится к ПВД снизу и распределяется на два стояка из которых поступает в первую группу секций горизонтальных трубных спиралей. Пройдя эту часть змеевиков вода собирается в распределительном коллекторе и переходит в следующую группу горизонтальных змеевиков. Из этой группы змеевиков большая часть воды отводится в сборный (выходной) коллектор а меньшая часть перед входом в сборный коллектор проходит верхнюю группу горизонтальных змеевиков расположенную в зоне охлаждения перегретого пара. Выход воды из подогревателя высокого давления также как и вход - снизу отвод конденсата также снизу – каскадный в направлении обратном потоку питательной воды. По питательной воде ПВД включаются последовательно.
СХЕМА ДВИЖЕНИЯ ТЕПЛООБМЕНИВАЮЩИХСЯ СРЕД В ПВД
Принципиальная схема движения теплообменивающихся сред в зонах ПВД представлена на рисунке. Через охладитель конденсата проходит весь поток питательной воды или ее часть ограничиваемая установкой шайбы.
Включение зоны охлаждения пара может быть различным. Например возможно включение охладителя пара всех или какого-либо отдельного подогревателя параллельно по ходу воды всем или некоторым подогревателям.
Во всех случаях через охладитель пара пропускается только часть питательной воды а другая ее часть байпасируется помимо охладителя с помощью ограничивающей шайбы.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК В ОП СП ОК.
Параметры греющего пара:
давление pп =2236 МПа;
температура tп =325 °С;
расход пара Dп=827 кгс;
давление пара в собственно подогревателе p`п =21 МПа;
температура насыщения tнс.п. =2149 °С;
энтальпия конденсата пара за собственно подогревателем
энтальпия пара поступающего в собственно подогреватель
температура пара tп =225 °С.
Параметры питательной воды:
давление pп.в.=23 МПа;
температура на входе в охладитель конденсата tв =1884 °С;
энтальпия воды на входе в охладитель конденсата
температура конденсата на выходе из охладителя tдр =2064 °С;
Расход воды в подогреватель определяется из уравнения теплового баланса при заданных параметрах:
Dп( iп –iдр)п = Gпв (iсп- iв)
В охладитель конденсата поступает часть питательной воды с расходом 2522 кгс (15%Gп.в). Через собственно подогреватель проходит 16816 кгс воды. Расход воды через пароохладитель принять равным 70 % расхода пара поступающего в подогреватель 579 кгс.
Энтальпия воды на выходе из собственно подогревателя определяется при pп.в=21 МПа и температуре tс.п.= tнс.п.- =2149-45=2104 °С;
когда значении =45°С тогда iс.п. =8807 кДжкг.
Расход пара в подогреватель
Используя полученный расход воды определяют температуру на выходе из охладителя конденсата на входе в собственно подогреватель и на выходе из охладителя пара. Из уравнения теплового баланса для охладителя конденсата (дренажа)
Энтальпия воды на входе в собственно подогреватель
тогда температура воды на входе в собственно подогреватель tод = 1906 °С.
Энтальпия воды на выходе из пароохладителя (при расходе
тогда температура tпо=2799 °С.
По балансу теплоты определяем тепловую нагрузку для охладителя конденсата:
7*(900-8642)*099=290 кВт;
собственно подогревателя:
7*(2828-900)*099=15948 кВт;
7*(3075-2828)*099=2043 кВт
Dп - расход пара в подогреватель;
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ СОБСТВЕННО ПОДОГРЕВАТЕЛЯ (СП)
Средний температурный напор для поверхностей нагрева отдельных элементов и подогревателя в целом определяется как среднелогарифмическая разность температур т.е.
Здесь большие и меньшие температуры разности определяются в соответствии с графиком рисунка 1:
для собственно подогревателя
tб=tнс.п. - tод = 2149-1906 =24 °С;
tм=tнс.п - tсп = 2149-2104= 45 °С.
Для определения коэффициента теплоотдачи от стенок труб к воде необходимо установить режим движения ее. Скорость воды в трубах подогревателя принимается в пределах 13-18 мс. Для скорости 15 мс и соответствующих средней температуре воды:
параметрах 0157*10-6 м2с; 6515*10-2 Вт(м*К);0937;
число Рейнольдса равно:
Коэффициент теплоотдачи для этих условий определяется:
23*6515*10-2*(305)08(0937)04
Термическое сопротивление стенки труб :
Значение коэффициента b в формуле при
равно b=6150. В соответствии с полученными значениями имеем:
принимая различные значения q находим и строим зависимость (рис.2).
q=20 кВтм2 t =480 °С;
q=30 кВтм2 t =784°С;
q=40 кВтм2 t =1112°С;
q=50 кВтм2 t =1460°С;
Рис.2 Графоаналитическое определение плотности теплового потока в зависимости от температурного напора.
Из нее следует что при =1001 : q =36700.
Коэффициент теплопередачи в собственно подогревателе в этих условиях равен:
Поверхность нагрева собственно подогревателя:
Практически поверхность нагрева должна быть несколько выше за счет возможности загрязнения поверхности коррозии и т.д. Принимаем359 м2.
При принятой скорости воды в трубах число спиралей собственно подогревателя
Практически число спиралей принимается кратным произведению числа секций и числа рядов в каждой секции т.е. 612=72. Тогда N=360
Длина каждой спирали в этом случае
В заключение теплового расчета собственно подогревателя рекомендуется уточнить температуру при которой были определены физические параметры:
Отклонение от принятого значения =208 составляет 210 °С что вполне допустимо.
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ОХЛАДИТЕЛЯ ПАРА (ОП)
Тепловая нагрузка охладителя пара Qоп =2043 кВт;
расход пара Dп =827 кгс;
расход питательной воды Gпв =579 кгс.
Если размеры спиралей охладителей пара такие же как и собственно подогревателя тогда сечение для прохода пара:
Здесь =098 учитывает часть длины труб участвующей в теплообмене а 0004-
расстояние между трубами.
При двух потоках скорость пара в охладителе:
где - средний удельный объем пара при его средней температуре
Эквивалентный диаметр:
Значение коэффициента теплоотдачи от пара к стенке труб следует определять:
27*004113*(02)08(1348)04
Физические параметры воды определяются при:
Скорость воды в трубах при двух поточной схеме принимаем равной 15 мс а диаметр трубок 324 мм. Тогда
23*0648*(10*105)08(0804)04
Коэффициент теплопередачи:
где - учитывает вид теплопередающей стенки - стенка цилиндрическая.
Средний температурный напор в охладителе пара :
для охладителя пара:
tп – tпо =325-2799=451 °С;
tп – tсп =225-2104=146°С.
Поверхность нагрева охладителя пара:
Число змеевиков охладителя пара :
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЁТ ОХЛАДИТЕЛЯ КОНДЕНСАТА (ОК)
Тепловая нагрузка охладителя конденсата 290 кВт;
Средняя температура конденсата в межтрубном пространстве :
Сечение для прохода конденсата в охладителе принимаем таким же как и в охладителе пара т.е. 0052Тогда скорость конденсата в межтрубном пространстве:
Значение числа Рейнольдса при найденной скорости равно:
23*06352*(02)08(0917)04
Средняя разность температур воды в трубах охладителя:
Значение коэффициента теплопередачи от стенки к воде определяем при скорости и физических параметрах соответствующих 1893 оС;
23*06728*(298*105)08(0988)04
Расчетное значение :
32*15373=17402 Вт(м2К);
Коэффициент теплопередачи в охладителе конденсата:
Средний температурный напор в охладителе: 2149-1892=24 оС;
Поверхность теплообмена охладителя конденсата:
Таким образом в результате расчета получено:
В ходе проведения данной курсовой работы был рассчитан подогреватель высокого давления ПВД № 6 (ПВ-475-230-50) для турбинной установки ПТ-135165-13015. ПВД № 6 работает при параметрах пара перед входом в подогреватель: давлении 2236 МПа температуре 325 °С и расходом пара 827 кгс.
В результате расчета были определены следующие площади составляющих частей подогревателя:
Полученные в результате расчёта значения площадей отличаются от реальных табличных значений данного подогревателя ПВ-475-230-50 на допустимую величину.
Рыжкин В. Я. «Тепловые электрические станции» Москва 1987 г.
Григорьев В. А. Зорин В. М. «Тепловые и атомные электрические станции» Москва «Энергоатомиздат» 1989 г.
Соловьёв Ю. П. «Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций» Москва «Энергоатомиздат» 1983 г.
Рихтер Л. А. и др. «Вспомогательное оборудование тепловых электростанций» Москва 1987 г.