Точки процесса

Параметры греющего пара

Параметры конденсата греющего

Питательная вода и основной конденсат

Давление Р, МПа

Энтальпия i, кДж/кг

Температура насыщения t_н, ^оС

Энтальпия i, кДж/кг

Температура t, ^оС

Энтальпия i, кДж/кг

Перед турбиной

12.75

3460

-

-

-

-

Р₁ ПВД7

2,85

3176

245

1061,6

240

1037,6

Р₂ ПВД6

2,52

3064

221,6

948,3

216,6

925,2

Р₃ ПВД5

1,187

3360

198,3

843,4

193,3

820,9

Р₃ деаэратор

1,187

3360

164,9

697

164,9

697

Р₄ ПНД4

0,627

3196

145

610,6

140

589,1

Р₅ ПНД3

0,232

3008

125

525,0

120

503,7

Р₆ ПНД2

0,125

2920

90

376,4

85

355,92

Р₇ ПНД1

0,026

2780

63

263,65

58

242,72

Конденсатор

0,00353

2436

26

108,95

26

108,95

№отбора

Расход пара в долях от D

y

y·D

Расход т/ч

ПВД 7

0,0547D

0,722

0,0395D

38,41

ПВД 6

0,0478D

0,613

0,0293D

28,49

ПВД 5

0,0773D

0,902

0,0696D

64,79

Тип

подогревателя

Площадь поверхности теплообмена, м

Номинальный массовый расход воды, кг/с

Расчетный тепловой поток, мВт

Максимальная температура,

Гидравлические сопротивления при номинальном расходе воды, мм. в.ст.

Группа ПНД

ПН-100–16–4-III

ПН-350–16–7-III

ПН-350–16–7-II

ПН-350–16–7-I

100

350

351

352

102,8

В соответствии с НТП конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор и необходимому напору. Конденсатный насос должен иметь резерв.

Общая подача рабочих конденсатных насосов:

; т/ч (3.1)

где 1,1 и 1,2 – коэффициенты, учитывающие отвод в конденсатор

дренажной системой регенерации дренажей трубопроводов, ввод обессоленной воды.

- максимальный расход пара в конденсатор.

; т/ч (3.2)

Где – максимальный расход пара на турбину

- суммарный расход пара на регенеративные отборы

т/ч

Dкн =1,1·484=532,4т/ч

Напор конденсатного насоса определяется, исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, а также преодоления высоты гидравлического столба в связи с установкой деаэратора на значительной высоте по условиям подпора питательного насоса.

Полный напор конденсатного насоса

; м (3.3)

где К – коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления.

- геометрическая высота подъема конденсата, равна разности уровней деаэратора и конденсатора; м

- давления в деаэраторе и конденсаторе; МПа

- сумма потерь напора в трубопроводах и ПНД.

; м (3.4)

где – гидравлическое сопротивление ПНД

– гидравлическое сопротивление охладителя уплотнений

– гидравлическое сопротивление трубопроводов

- гидравлическое сопротивление клапана деаэратора

м

м (3.5)

В соответствии с расчетами подача составляет Dкн =532,4 т/ч, напор =198,2 м. Выбираем по литературе [1] насос КсВ 320–210 в количестве трех штук: два рабочих и один в резерве.

Характеристика насоса КсВ 200–220

– Подача 320 м/ч

– Напор 210 м

– Допустимый кавитационный запас 1,6

– Мощность 255 кВт

– КПД насоса 75%

– Частота вращения n=1500 об/мин

В соответствии с нормами технологического проектирования количество и производительность питательных насосов должны соответствовать следующим условиям:

Для электростанций с блочными схемами на докритические параметры: подача питательных насосов определяется максимальным расходом питательной воды на питание котла с запасом не менее 5%.

На каждый блок устанавливается один питательный насос со 100% подачей, на складе предусмотрен один резервный.

Как правило, питательные насосы принимаются с гидромуфтами и электроприводами.

Подача питательного насоса равна

=(1+, /ч (3.3)

где - продувка,

- собственные нужды, = 0,02

- номинальный расход пара на турбину, т/ч

– удельный объем

=(1+0,01+0,01)·670· 1,1=751,7 /ч

Давление питательного насоса

= – , МПа (3.4)

где - давление на стороне нагнетательного патрубка, МПа

- давление на стороне всасывающего патрубка, МПа

Давление на выходе из насоса

= + + + ρ^. МПа (3.5)

где – давление в барабане котла, МПа

= + МПа (3.6)

где = 13,8 МПа – номинальное давление пара в котле

=1,4 МПа – гидравлическое сопротивление пароперегревателя барабанного котла = 13,8 + 1,4 = 15,2 МПа.

– запас давления на открытие предохранительного клапана (принимается для котлов с номинальным давлением пара от 0,4 МПа до 13,8 МПа)

= 0,05^. МПа (3.7)

= 0,05^. 13,8 = 0,69 МПа

Гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта МПа

= + + + МПа (3.8)

где = 0,1 МПа – сопротивление клапана питания котла

= 0,15–0,35 МПа – гидравлическое сопротивление трубопровода

= 0,35–0,75 МПа – гидравлическое сопротивление экономайзера котла

– гидравлическое сопротивление подогревателей высокого давления МПа.

= 0,1 + 0,2 + 0,97 + 0,43 = 1,7 МПа

- геодезический напор, м

где ρ – плотность воды на стороне нагнетания, кг/

– высота столба воды на нагнетательной стороне насоса, м

102 – эквивалент

Давление на стороне нагнетательного патрубка в первом приближении

= + + МПа (3.9)

= 15,2 + 0,69 + 1,7 = 17,6 МПа

= (15,2 + 17,6) / 2 = 16,4 МПа

t_ср = (t_б + t_пн) /2 ^оС (3.10)

где t_б – температура в барабане ^оС

t_пн – температура в питательном насосе ^оС

t_пн = t_д + Δt_пн ^оС (3.11)

где t_д – температура в деаэраторе ^оС

Δt_пн – коэффициент повышения температуры в питательном насосе ^оС

Δt_пн = [υ· (Р_н – Р_в) ·10³] / (с · η_пн) ^оС (3.12)

где Р_н – давление на стороне нагнетания, МПа

Р_в – давление на стороне всасывания, МПа

с – удельная теплоемкость, кДж/кг· ^оС

η_пн – кпд питательного насоса%, η_пн = 0,85%

Δt_пн = [0,0011· (18 – 0,8) ·10³] / (4,19 · 0,85) = 5,3 ^оС

t_пн = 165 + 5,3 = 190,3 ^оС

t_ср = (343,18 + 170,3) / 2 = 256,74 ^оС

υ = 0,0016680 м³/кг

= 1/0,0016680 = 599,5 кг/м³

(· Н_н) / 102 = (0,5995 ·48) / 102 = 0,28 МПа

= 15,2+0,69+1,7+0,28 = 17,87 МПа

= – + ρ^. МПа (3.13)

где = 0,69 МПа – давление в деаэраторе

= 0,01 МПа – сопротивление водяного тракта до входа в питательный и предвключенный насос

ρ= 0,909 т/м – плотность воды

= 21 МПа – высота столба воды на всасывающей стороне насоса, принимается по условию кавитационного запаса на всосе насоса.

= 0,69 – 0,01 + 0,902^. = 0,865 МПа

=17,87 – 0,865 = 17,005 МПа

В соответствии с расчетами подача составляет Dпн =766,48 м³/ч, напор Hпн=17.005 м. Выбираем по литературе [1] насос ПЭ-780–200 в количестве двух штук: два рабочих и один в резерве (хранится на складе).

Характеристика насоса ПЭ-780–200

– Напор 2030 м

– Допустимый кавитационный запас 15

– Мощность 4500 кВт

– КПД насоса 80%

– Частота вращения n=2985 об/мин

В соответствии с нормами технологического проектирования суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по ее максимальному расходу.

Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу в течение 3,5 минут.

К основному деаэратору предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросах нагрузки и деаэрация воды при пусках. Тепло выпара деаэратора питательной воды используется в тепловой схеме станции. Расход питательной воды:

= (1 + α +β)^., т/ч (3.14)

где α = 0,02 т/ч, β = 0,02 т/ч – расходы питательной воды на продувку и собственные нужды в долях от паропроизводительности

- максимальный расход пара на турбину.

= (1 + 0,01 + 0,01). 670= 683,4 т/ч

Минимальная полезная вместительность деаэраторного бака (БДП)

^., м (3.15)

где =3,5 мин – время в течение, которого обеспечивается суммарный запас питательной воды в баках основного деаэратора

= 1,1 м/т – удельный объем воды

- расход питательной воды, т/ч;

= 3,5^. 1,1^. = 43,9 м

В соответствии с полученными расчетами =683,4; выбираем деаэратор типа ДП-1000.

Рабочее давление 0,69 МПа с деаэраторным баком 120 м.

В соответствии с НТП расширителей непрерывной продувки служат для использования теплоты непрерывной продувки и частичного возврата рабочего тепла в тепловую схему ТЭС.

Для котлов с давлением более 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды при норме напряженности объема 1000 м³/м³ (1000 м³ образующегося пара в час на 1 м³ полезного объема расширителя).

Количество продувочной воды регламентируется ПТЭ. Продувка равна 1,5% от Dк.

Расчет расширителей непрерывной продувки первой ступени:

D_пр = β_пр · D_к^ном, т/ч (3.16)

β_пр = 1,5% от паропроизводительности котла

D_пр = 0,01 · 670 = 6,7 т/ч

Давление в барабане котла:

Р_б = Р_о^к + ∆Р_пп, МПа (3.17)

Р_о^к – номинальное давление пара в котле, МПа

Р_о^к = 13,75 МПа

∆Р_пп – гидравлическое сопротивление пароперегревателя, МПа

∆Р_пп = 1,4 Мпа

Р_б = 13,75 + 1,4 = 14,15

В данном случае целесообразно завести пар из первой ступени сепаратора в деаэратор, поэтому давление в РНП – Ι, и потеря продувочной воды определяется из уравнения теплового и материального баланса расширителя продувки:

Q_пр = Q_с1 + Q_0,7 (3.18)

D_пр ·i_б · η = D_c1 · i^''_Ι + D_0,7 · i^'_Ι

D_пр ·i_б · η = D_c1 · i^''_Ι + D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι

D_пр · (i_б · η – i^'_Ι) = D_c1 · (i^''_Ι – i^'_Ι)

D_c1 = D_пр · (i_б · η – i^'_Ι) / i^''_Ι – i^'_Ι

D_c1 = 6,7 · (1620 · 0,98 – 697) / (2762,9 – 697,1)= 2,89 т/ч = 0,8 кг/с

V1 =D_c1 V» (3.19)

i_б, i^''_Ι, i^'_Ι – энтальпии продувочной воды, отсеппарированного пара и отсеппарированной воды соответственно, кДж/кг.

η – коэффициент, учитывающий охлаждение сепаратора, принимается равным 0,98.

V1 – объём пара, образующегося в первой ступени, м³/ч.

V» – удельный объем сухого насыщенного пара при давлении 0,7 МПа.

V1 = 2,88·0,272 = 0,7853 = 785,3 м³/ч

υ1 = nk · V1 / 1000 (3.20)

υ1 – необходимый объём расширителя первой ступени.

nk – количество котлов на 1 расширитель.

υ1 = 4 · 785,3 / 1000 = 3,15 м³

В соответствии с полученными расчетами υ1 = 3,15 м³ выбираем расширитель типа СП – 5,5 в количестве 2 штук.

Расчет расширителей непрерывной продувки второй ступени. Количество продувочной воды после сепаратора первой ступени:

D_пр^' = D_пр – D_c1, т/ч (3.21)

D_пр^' = 6,7–2,89 = 3,81 т/ч

(D_пр – D_c1) · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + D_0,15 · i^'_ΙΙ (3.22)

D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + (D_пр – D_c1 – D_с2) · i^'_ΙΙ

D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + D_пр· i^'_ΙΙ – D_c1· i^'_ΙΙ – D_с2· i^'_ΙΙ

D_пр · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) + D_c1 · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) = D_c2 · (i^''_ΙΙ – i^'_ΙΙ)

D_c2 = D_пр · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) + D_c1 · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) / i^''_ΙΙ – i^'_ΙΙ

D_c2 = 3,81· (697 – 467,13) + 2,89 · (697 – 467,13) /(2693,9 – 467,13) = 0,37 т/ч

i^'_ΙΙ, i^''_ΙΙ – энтальпии сухого насыщенного пара и отсеппарированной воды, кДж/кг.

Количество продувочной воды, сбрасываемой в канализацию:

D_пр^'' = D_пр^' – D_c2, т/ч (3.23)

D_пр^'' = 3,81–0,37 = 3,44 т/ч

V2 =D_c2 V» (3.24)

V2 – объём пара, образующегося в первой ступени, м³/ч.

V» – удельный объем сухого насыщенного пара при давлении 0,15 МПа.

V1 = 0,37·0,1159 = 0,3977 = 397,7 м³/ч

υ2 = nk · V2 / 1000 (3.25)

υ2 – необходимый объём расширителя второй ступени.

nk – количество котлов на 1 расширитель.

υ2 = 4 · 397,7 / 1000 = 1,59 м³

В соответствии с полученными расчетами υ1 = 1,59 м³

выбираем расширитель типа СП – 7,5 в количестве 2 штук.

В соответствии с НТП теплофикационные установки при закрытых схемах включают в себя сетевые насосы, сетевые подогреватели, конденсатные сетевые насосы, пиковый водогрейный котел.

Производительность основных подогревателей сетевой воды ГРЭС выбирается по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных отборов.

Подогрев сетевой воды в основных сетевых подогревателях выполняется преимущественно в двух ступенях.

В соответствии с НТП номинальная тепловая мощность отопительных отборов для турбины типа К-210–130 составляет 400 ГДж/ч. Р_то=0,232 МПА

Переведем ГДж/ч в удобные для расчета единицы:

т/ч

Расход пара на один сетевой подогреватель

В соответствии с полученными расчетами расход пара на один сетевой подогреватель равен 10,1 кг/с, следовательно, выбираем ПСВ-125–7–15 в количестве пяти штук. С расходом пара 11,39 кг/с; давлением воды 1,57 МПа; расходом воды 69,4 кг/с.

В соответствии с НТП, сетевые насосы устанавливаются как групповые, так и индивидуальные для каждой турбины. При групповой установке 3 и менее сетевых насосов, дополнительно устанавливается 1 резервный. При установке 4 и более резервный насос не устанавливается. Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды.

В соответствии с заданием отопительная нагрузка = 300 ГДж/ч, горячее водоснабжение = 100 ГДж/ч, температурный график 120–70, схема закрытая.

Определяем тип включения насосов

(3.26)

Расход сетевой воды на ГВС

; т/ч (3.27)

где – тепловая нагрузка на горячее водоснабжение; ГДж/ч

– удельный расход сетевой воды на ГВС; т / Гкал

т/ч

Расход сетевой воды на отопление

; т/ч (3.28)

где – тепловая нагрузка на отопление; ГДж/ч

- удельная теплоемкость воды, кДж/кг·^оС

и - температура прямой и обратной воды; °С

т/ч

Расчетный расход сетевой воды в целом по ТЭЦ

; т/ч (3.29)

где – расход сетевой воды на ГВС; т/ч

– расход сетевой воды на отопление; т/ч

т/ч

Расчетный расход сетевой воды на блок

; т/ч (3.30)

где - расчетный расход сетевой воды в целом по ТЭЦ; т/ч

- количество турбин; шт.

; т/ч

Напор насоса H= 140 м (определяется давлением в тепловых сетях Ргидр =180 м)

В соответствии с полученными расчетами подача составляет = 1863,8 т/ч, напор Н= 140 м. Выбирается сетевой насос типа: СЭ-1250–140 в количестве трех, два рабочих и один резервный. На складе имеется один резервный насос для каждого типоразмера.

Характеристики насоса типа СЭ-1250–140

– Подача 1250 м/ч;

– Напор 140 м;

– Допустимый кавитационный запас 12 м;

– Частота вращения 1500 об/мин;

– Мощность 580 кВт;

– КПД насоса 86%;

4. Определение потребности станции в технической воде, выбор циркуляционных насосов

Техническое водоснабжение предназначено для отвода теплоты из конденсаторов, масло- и газоохладителей, от подшипников вспомогательных механизмов, питания ХВО. Выбор системы охлаждения и источника водоснабжения производится в зависимости от района сооружения станции. Источником водоснабжения являются моря, наливные водохранилища.

4.1 Суммарный расход охлаждающей воды

Суммарный расход воды на устанавливаемые турбоагрегаты рассчитывается по летнему режиму работы при условии обеспечения номинальной электрической мощности и покрытия летних тепловых нагрузок, так как в летний период пропуск пара в конденсатор наибольший и температура охлаждающей воды наивысшая.

Рисунок 4.2 – Схема баланса охлаждающей воды

Для блочной ТЭС с машинами типа «К» расход охлаждающей воды по конденсационному режиму рассчитывается по формуле

; м/ч (4.1)

где – расход охлаждающей воды в конденсатор; м/ч

– расход воды на газоохладители; м/ч

– расход воды на маслоохладители; м/ч

– расход воды на охлаждение подшипников; м/ч

= 25000 м/ч

= (0,003 0,008) ·

= 0,008 · 25000 = 200 м/ч

= (0,012 0,025) ·

= 0,025 · 25000 = 625 м/ч

= (0,025 0,04) ·

= 0,04 · 25000 = 1000 м/ч

W_{тех.воды} = 25000+200+625+100 = 26825 м/ч

W_цн= 26825/2 = 13412 м/ч

4.2 Определение напора циркуляционного насоса

При оборотном техническом водоснабжении общее количество воды, состоящее из циркулирующего в замкнутом контуре и расхода на другие нужды станции может быть подсчитано по балансу воды. В системе с оборотным водоснабжением напор циркуляционного насоса определяется с учетом потребного свободного напора воды перед брызгальными соплами

; м (4.2)

где – геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха разбрызгивающего сопла; м

= 4 м

- сумма гидравлических сопротивлений водоводов; м

– свободный напор воды перед брызгальными соплами; м

не более 5 м.

Потребный напор циркуляционного насоса в системах оборотного водоснабжения достигает 25 м.в.ст.

На блочных электростанциях установку циркуляционного насоса, как правило, следует предусматривать в блочных насосных станциях. На каждый корпус или поток конденсатора устанавливается, как правило, один насос. При этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на блок. м

В соответствии с полученными расчетами подача составляет 13412 м/ч, напор составляет 15 м, выбирается насос типа Оп2–87 в количестве двух штук с подачей 50%.

Характеристики насоса типа Оп2–87

Подача 900–13680 м/ч

Напор 22,5–15 м

Допустимый кавитационный запас 11,8–14,2 м

Частота вращения n = 730 об/мин;

Мощность 565–812 кВт

КПД насоса 80%

5. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов

5.1 Технические характеристики котлов

а) номинальная производительность: D = 670 т/ч

б) давление перегретого пара: Р_пе = 13,75 МПа

в) температура перегретого пара: t_пе = 545/545^оС

д) расход пара через вторичный пароперегреватель D=603_втор

г) температура питательной воды: t_п.в. = 240^оС

5.2 Определение энтальпии пара и воды

а) энтальпия перегретого пара: i_пе = 3432,5 кДж/кг

б) энтальпия питательной воды: i_п.в. = 1039,1 кДж/кг

в) энтальпия вторичного пара на входе во вторичный пароперегреватель: i’_втор = 3100 кДж/кг

г) энтальпия вторичного пара на выходе из вторичный пароперегреватель: i’_втор = 3620 кДж/кг

5.3 Технические характеристики топлива

Вид топлива – газ. Газопровод принимается Саратов – Москва. Объемный состав газа:

СН₄ = 84,5%

С₂Н₆ = 3,8%

С₃Н₈ = 1,9%

С₄Н₁₀ = 0,9%

С₅Н₁₁ и более тяжелые = 0,3%

N₂ = 7,8%

СО₂ = 0,8%

Теплота сгорания низшая сухого газа: Q^с_н = 35,80 мДж/м³

Объем воздуха и продуктов сгорания м³/м³ при 0^оС и давлении 0,1 МПа:

V^о = 9,52 м³/м³

V_RО2 = 1,04 м³/м³

V^о_N2 = 7,60 м³/м³

V^о_Н2О = 2,19 м³/м³

5.4 Определение температуры горячего воздуха

t_г.в. = 250^оС

5.5 Определение температуры воздуха на входе в регенеративный воздухоподогреватель

t_вп = 30^оС

5.6 Определение температуры уходящих газов

υ_ух = 120^оС

5.7 Расход топлива

В = (Q_ка · 100%) / (Q^р_р ·10³ · η^бр_ка) м³/ч (5.1)

где Q_ка – тепло, полезно используемое в котле, кДж/м³

Q^р_р – располагаемое тепло топлива, кДж/м³

Q^р_р = Q^с_н = 35,80 МДж/м³

η^бр_ка – кпд котла брутто (учитывает только тепловые потери), %

Q_ка = D ·(i_пе – i_п.в.) ·10³ + D_втор ·(i''_втор – i'_втор) ·10³ кДж/м³ (5.2)

Q_ка = 670 ·(3432,5 – 1039,1) ·10³ + 603 ·(3620 – 3100) ·10³= 1917071000 кДж/м³

η^бр_ка = 100% – (q₂ + q₃ + q₄ + q₅ + q₆) % (5.3)

где q₆ = 0%

q₅ = 0,5%

q₄ = 0,5%

q₃ = 0%

q₂ = [(Н_ух – α_ух ·Н^о_х.в.) ·(100 – q₄)] / Q^р_р % (5.4)

где Н_ух – энтальпия уходящих газов, кДж/м³

Н^о_х.в-энтальпия холодного воздуха, кДж/м³

α_ух – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

α_ух = 1,7

Н_ух = Н^о_гух + Н^о_вух (α_ух – 1) кДж/м³ (5.5)

Н_ух и Н^о_х.в определяют методом интерполяции.

Н^о_гух = (Н^о_{г при 200}^о_С / 200^оС) · υ_ух кДж/м³ (5.6)

где Н^о_{г при 200}^о_С – теоретическая энтальпия дымовых газов при 200^оС

Н^о_{г при 200}^о_С = 2985 кДж/м³

Н^о_гух = (2985/200) ·120 = 1791 кДж/м³

Н^о_вух = (Н^о_{в при 200}^о_С / 200^оС) · υ_ух кДж/м³ (5.7)

где Н^о_{в при 200}^о_С – теоретическая энтальпия воздуха при 200^оС

Н^о_{в при 200}^о_С = 2537 кДж/м³

Н^о_вух = (2537/200) ·120 = 1522,2 кДж/м³

Н_ух = 1791 + 1522,2 · (1,7 – 1) = 2856,54 кДж/м³

Н^о_х.в = (Н^о_{в при 200}^о_С / 200^оС) · t_х.в кДж/м³ (5.8)

где t_х.в-температура холодного воздуха, ^оС

t_х.в = 30^оС

Н^о_х.в = (2537/200) · 30 = 380,55 кДж/м³

q₂ = [(2856,54 – 1,7 ·380,55) ·(100 – 0,5)] / 35800 = 6,14%

η^бр_ка = 100 – (6,14 +0 +0,5 +0,5 +0) = 92,86%

В = 191707100000/(35800 ·92,86) = 52327,5194 м³/ч

5.9 Расход резервного топлива

В_м = (Q_ка ·100%) / (Q^р_р ·η^бр_ка) кг/ч (5.10)

где Q^р_р = 40·10³ кДж/кг

η^бр_ка = 91%

В_м = 191707100000 / (40000 ·91) = 5266,7857 кг/ч

6. Выбор схемы топливного хозяйства на основном топливе и его описание

6.1 Газопровод к котлу

Вдоль котельной проложен газовый коллектор, в торце которого предусмотрен продувочный трубопровод. На вводе в каждый котел установлены 2 запорные задвижки с электроприводом, а между ними продувочный трубопровод.

Далее установлено фланцевое соединение, внутрь которого перед ремонтом котла ставят заглушку. Далее – штуцер для подсоединения трубопровода сжатого воздуха от компрессора.

Далее на газопроводе предусмотрены ответвления к запальникам горелок. По сигналу с пульта включается подача газа на запальники и одновременно подается напряжение на электроды, запальник зажигается. После этого на пульт поступает сигнал, разрешающий подавать газ в горелки.

Далее установлен клапан – отсечка, который мгновенно отключает подачу газа в горелки, если на котле происходит аварийная ситуация (упуск уровня в барабане, пожар в РВП, отключение дымососов и т.д.).

Для управления количеством газа, поступающего в котел, установлен регулирующий клапан. При растопке котла расход газа составляет 10% от максимального. Для управления растопочным расходом параллельно с регулирующим клапаном установлен растопочный вентиль на D_у = 40 мм.

На вводе в каждую горелку установлены 2 запорные задвижки с электроприводом, а между ними трубопровод безопасности. Нормальное положение трубопровода безопасности – он закрыт. Его включают, если котел останавливают в резерв и заглушку не устанавливают.

Газопровод после остановки котла до начала ремонта должен быть продут сжатым воздухом через продувочные трубопроводы (свечи). Продувка длится до тех пор, пока в продуваемом газе не станет метана СН₄ ≤ 0,1%.

Перед пуском котла из ремонта опять должна быть проведена продувка газопровода для удаления из него воздуха. Продувка газом через продувочные трубопроводы длится до тех пор, пока О₂ ≤ 1%.

Продувочные трубопроводы выводят на крышу котельного цеха.

1. Запорная задвижка с электроприводом

2. фланцевое соединение с заглушкой

3. клапан – отсечка

4. дроссельное устройство для измерения расхода

5. регулирующий клапан

5а. растопочный клапан

6. продувочный трубопровод (свеча)

7. трубопровод безопасности

8. манометр

6.2 Газорегуляторный пункт (ГРП)

Газ поступает на электростанцию по магистральному газопроводу, в котором давление 12 ат. Для устойчивой работы горелок котла давление газа перед котлом должно быть 1,5 ат. Поэтому на территории электростанции сооружается газорегуляторный пункт (ГРП), где происходит дросселирование газа.

ГРП – это одноэтажное здание с облегченной крышей из огнестойкого материала, закрытое на замок, персонала в ГРП нет.

7. Расчет диаметров, выбор типоразмеров и материала главных паропроводов

Таблица 7.1 – Исходные данные

G_п

т/ч

стр. 326 [1]

670

2

Рабочее давление свежего пара

Р_п

МПа

стр. 484 [1]

12,75

3

Температура свежего пара

t_о

^оС

стр. 326 [1]

545

4

Плотность

ρ_п =1/υ

кг/м³

Ривкин

37,3

5

Скорость пара

ω_п

м/с

стр. 554 [1]

60

6

Материал

-

-

стр. 552 [1]

12х1МФ

7

Допустимое напряжение

σ_доп

МПа

стр. 221 [1]

58

8

Поправочный коэффициент сварки

φ

-

принимаем

1

9

Поправка

С

мм

принимаем

1

№ п/п

Наименование

Обозначение

Размерность

Источник информации

Значение

1

Расход питательной воды

G_пв

кг/с

стр. 326 [1]

186

2

Давление питательной воды

Р_пв

МПа

стр. 484 [1]

18,5

3

Температура питательной воды

t_пв

^оС

стр. 326 [1]

240

4

Плотность

ρ_пв =1/υ

кг/м³

Ривкин

d_вн = √[(4· G_пв) / (ω_пв · ρ_пв ·π)] м (8.1)

d_вн = √[(4· 140) / (841,3 · 4 ·3,14)] = 0,23 м

S = [(Р_пв ·d_вн) /(2 σ_доп ·φ – Р_пв)] + С мм (8.2)

Где S – толщина

S = (18,5 ·230) / (2 ·144 ·1 – 18,5) = 15,8 мм

d_н = d_вн + 2S мм (8.3)

d_н = 230 + 2 ·15,8 = 261,6 мм

С учетом поправки:

S = 15,8 + 10 = 25,8 мм

d_н = 230 + 2 · 25,8 = 281,6 мм

В соответствии с полученными расчетами d_н х S = 282 х 26 по стр. 553 [1] условный проход d_у = 250 мм.

9. Расчет и выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы

Выбору подлежит количество дымососов и вентиляторов на 1 котел и типоразмер машины.

Согласно нормам на котлах паропроизводительностью больше 500 т/ч, надо устанавливать два дымососа и два вентилятора производительностью 50% каждый.

Для выбора типоразмера машины надо рассчитать 2 параметра:

- расчетная подача, м/ч;

-приведенный расчетный напор машины, мм. в.ст.

9.1 Расчет подачи для дымососа

= β^.V^., м/ч (9.1)

где β= 1,1 – коэффициент запаса

V – расход дымовых газов перед дымососом, м/ч

– барометрическое давление в городе Чебоксары, принимается = 750 мм. рт. ст.

z – количество машин на 1 котел.

= 1,1 · 962384,4 ·(760/750·2) = 537 тыс. м/ч

9.2 Расчет расхода дымовых газов перед дымососом

V = = ^. (- ^.)^., м/ч (9.2)

где - температура уходящих газов = 120-для газа

- расчетный расход топлива с учетом механического недожога м/ч

=, м/ч (9.3)

где В-расход топлива, м/ч

q=0,5%

=52327,51=52065,88 м/ч

= 0,5 – присосы воздуха при регенеративном воздухоподогревателе

V- теоретический объем воздуха, м/ м; V=9,52 м/ м

- объем дымовых газов перед дымососом, м/ м

= + 1,0161^.. (- 1), м/м³ (9.4)

где - коэффициент избытка воздуха уходящих газов

- теоретический объем газов

=, м/ м (9.5)

=1,04+7,6+2,19=10,83 м/ м

= 10,83+ 1,0161^. 9,52^. (1,7 – 1) = 17,6 м/ м

V = = 52065,88^. (17,6 + 0,5^. 9,52)^. = 962384,4 м/ч

9.3 Расчет приведенного расчетного напора дымососа

=· Н_р, мм. в.ст (9.6)

где - коэффициент приведенного расчетного напора дымососа к условиям, при которых снята рабочая характеристика дымососа

= (9.7)

где -плотность газов кгс/м

= 0,132 ·, кгс/м (9.8)

где - по рисунку VII 26 [3] в зависимости от топлива (газ)

= (9.9)

==0,2

= 0,132·0,965=0,127 кг/м

T – абсолютная температура газов перед дымососом, K

– абсолютная температура газов, при которой снята заводская характеристика =100+273

– барометрическое давление в городе Иваново, принимается = 750 мм. рт.ст.;

= = 1,1 мм. в.ст.

- расчетный напор дымососа, мм. в.ст.

=^., кг/м (9.10)

где - коэффициент запаса, = 1,2

- аэродинамическое сопротивление газового или воздушного трактов, =280 мм. в.ст.

=280·1,2=336 мм. в.ст.

=336=373,6 мм. в.ст

По значениям =537 тыс. м/ч и =373,6 мм. в.ст принимается дымосос ДН – 26х2 дутьевой в количестве двух штук.

9.4 Расчет расхода объема воздуха для вентилятора

V = V= ^.( – -+ )^., м/ч (9.11)

где - расчетный расход топлива с учетом механического недожога м/ч

V- теоретический объем воздуха, м/ м; V=9,52 м/ м

- коэффициент избытка воздуха в топке, =1,1

-присосы в топке, =0,05

- присосы в СПП; отсутствуют, т. к. котел работает на газе

-присосы в воздухоподогревателе, =0,2

=+30

V = V= 52065,88,2^. 9,52^. (1,1 – 0,05 – 0 + 0,2)^. = 742683,75 м/ч

9.5 Расчет подачи для вентилятора

= β^.V^., м/ч (9.12)

где β= 1,1 – коэффициент запаса

V – расход воздуха перед вентилятором, м/ч

– барометрическое давление в городе Чебоксары принимается = 750 мм. рт. ст.

z – количество машин на 1 котел.

=1,1 тыс. м/ч

9.6 Расчет приведенного расчетного напора вентилятора

=·Н_р, мм. в.ст (9.13)

где - коэффициент приведенного расчетного напора вентилятора к условиям, при которых снята рабочая характеристика вентилятора

= (9.14)

где -плотность газов; = 0,132 кгс/м

T – абсолютная температура газов перед вентилятором, K

– абсолютная температура газов по заводской характеристике вентилятора; =30+273

– барометрическое давление в городе Иваново, принимается = 750 мм. рт. ст.

= = 1,01 мм. в.ст.

- расчетный напор вентилятора, мм. в.ст.

=^., кг/м (9.15)

где - коэффициент запаса вентилятора, = 1,15

- аэродинамическое сопротивление газового или воздушного трактов, =250 мм. в.ст.

=1,15· 300=345 мм.в.ст.

=345=349,4 мм. в.ст

По значениям = 414 тыс. м/ч и =349,4 мм. в.ст принимается вентилятор ВДН-26-IIу дутьевой, в количестве двух штук.

9.7 Расчет дымовой трубы

Согласно нормам на ТЭС строят дымовые трубы железобетонные с внутренней облицовкой из кислотоупорного кирпича.

Если труба высотой 180–250 м, то надежнее построить трубу с воздушным вентиляционным зазором между оболочкой и стволом.

Количество дымовых труб выбирается с таким расчетом, чтобы на одну трубу работало не менее четырех котлов.

Для пиковых водогрейных котлов, как правило, строится отдельная труба. Если котлы работают на газе, то труба рассчитывается на высокосернистом мазуте.

Расчету подлежит высота трубы и диаметр устья.

Высота должна быть такой, чтобы концентрация сернистого газа и окислов азота на уровне дыхания человека была не более предельно допускаемой концентрации по санитарным нормам.

Высота трубы определяется по формуле

, м (9.16)

где - коэффициент, зависящий от конструкции трубы; для одноствольных труб =1

A – коэффициент, зависящий от географического положения электростанции (город Чебоксары). А=160

F – коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов в атмосфере, для и F=1

m – коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья трубы. Скорость выброса = 2530, следовательно m=0,85.

- секундный объем дымовых газов

=, м/с (9.17)

где -расход дымовых газов перед дымососом, м/ч

- количество котлов, подключенных к 1 трубе

=1069,32 м/с

- разность между температурой уходящих газов и средней температурой воздуха самого жаркого месяца в полдень, С

=, С (9.18)

где -температура уходящих газов, С

- средняя температура воздуха самого жаркого месяца в полдень = 18,1С

=120–17,4=102,6 С

- коэффициент, зависящий от параметра

= 0,65^. (9.19)

где h-предварительно ориентировочно принятая, по согласованию с преподавателем, высота трубы, м

h = 180 м

= 0,65^.

=1,5, то принимаю

n=

ПДК – предельно допустимая концентрация

=0,5 мг/м³ воздуха

=0,085 мг/м³ воздуха

- выброс сернистого газа SO из трубы, мг/м³ воздуха

= 2^.10^... (1 – ) (1-)^. (1 – ), мг/м³ воздуха (9.20) (9.20)

где -содержание серы в топливе (расчет на мазут); =2,8

- секундный расход топлива кг/с

= , кг/с (9.21)

где B – расход топлива, кг/ч

= = 58,14 кг/с

- доля сернистого газа SO, который остается в газоходе

= 0,02

- доля сернистого газа SO, который остается в золоуловителе

отсутствует, т.к. мазут

= 2*10^.. 58,14^. (1 – 0,02)^. (1 – ) = 3174,76 мг/м³ воздуха

N- выброс оксидов азота NO из котельной, мг/м³ воздуха

= 0,034^.. k.^.. (1 – )^. мг/м³ воздуха (9.22)

где - коэффициент, зависящий от конструкции горелок (вихревые =1,0)

k – коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сожженного условного топлива кг/т

k = , кг/т (9.23)

где - паропроизводительность котла, т/ч

k = = 9,24 кг/т

= 0,034^. 0,85^. 9,24^. 58,14^. 35,8^. (1 – )^.1 = 650,62 мг/м³ воздуха

= 176,7 м

Полученная в расчете высота дымовой трубы 176,7 м округляется до стандартной – 180 м.

9.8 Расчет диаметра устья дымовой трубы

, м (9.24)

где - секундный объем дымовых газов, =1069 м/с;

W – скорость выброса газов из трубы, м/с;

=6,7 м=7 м

Диаметр округляется до ближайшего целого числа. Выбираю две трубы высотой 180 м и диаметром устья 7 м, с воздушным вентиляционным зазором между оболочкой и стволом.

10. Схема подготовки добавочной воды

На проектируемой ТЭЦ применяется двухступенчатая схема химического обессоливания воды. Сырая вода нагревается до 30^оС и поступает в осветлитель, где освобождается от коллоидных частиц. Осветленная вода стекает в бак – накопитель. Из бака насосами перекачивается в механические фильтры. В них удаляются грубодисперсные примеси. предварительно очищенная вода поступает на ионитные фильтры. В водород – катионитном фильтре первой ступени вода умягчается. Затем вода поступает в слабоосновный анионитный фильтр, в нем улавливаются анионы серной и соляной кислоты. Далее вода пропускается через декарбонизатор для удаления СО₂. Из декарбонизатора вода поступает на фильтры второй ступени. Водород – катионитный фильтр второй ступени улавливает ионы Са, Мg, проскочившие через водород – катионитный фильтр первой ступени. Затем вода поступает на сильноосновный анионитный фильтр, где происходит обескремнивание воды. Очищенная вода поступает на подпитку регенеративного цикла.

Требования к качеству питательной воды:

1. общая жесткость 1 мкг – экв/дм³

2. соединения железа 20 мкг – экв/дм³

3. кислород 10 мкг – экв/д

4. Удельная электропроводность ≤ 1,5 мкСм/см

5. Кремниевая кислота 30 мкг – экв/дм³

11. Перечень средств автоматизации и технологической защиты. Автоматическое регулирование температуры перегретого пара

Основным сигналом для изменения подачи воды во впрыскивающий пароохладитель является изменение температуры пара за той поверхностью нагрева, которую данный пароохладитель предохраняет от чрезмерного нагревания. Например, подача воды в пароохладитель, установленный перед конвективным трубным пакетом пароперегревателя, должна изменяться таким образом, чтобы температура пара в трубах этого пакета не превышала допустимую. Эта температура измеряется термопарой, присоединенной к выходному коллектору трубного пакета либо к одной из необогреваемых труб за этим коллектором. Но температура пара за трубным пакетом изменяется не сразу и воздействие только этого сигнала не может обеспечить поддержание температуры пара в пределах допустимых отклонений. Поэтому в схему регулирования вводится дополнительный сигнал по скорости изменения температуры пара непосредственно за пароохладителем. В начальный период времени регулирование впрыска происходит по дополнительному «скоростному» сигналу, формируемому дифференциатором ДФ, а в дальнейшем – по основному сигналу.

Рисунок 11.1 – Схема автоматического регулирования температуры перегретого пара барабанного котла

12. Схема и описание принятой компоновки основного оборудования проектируемой станции

12.1 Основные требования к компоновкам ТЭС

Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе ТЭС, его помещений, оборудования и строительных конструкций. На современных ТЭС применяют главным образом закрытые компоновки с размещение оборудования в котельном, бункерном и машинном отделениях. Эти отделения расположены параллельно, сомкнуто и образуют единый главный корпус.

Основные требования к компоновкам ТЭС:

– надежность, безаварийность;

– безопасность и удобная эксплуатация оборудования;

– возможность ремонта оборудования;

– удобство монтажа.

12.2 Компоновка главного корпуса

По отделениям и в районе турбогенератора площадки обслуживания составляет 11400 мм – блочного щита управления и турбогенератора. Для обслуживания вспомогательного оборудования предусматривают промежуточные площадки.

На нулевой отметке машинного зала размещают: конденсаторы, конденсатные, питательные, дренажные и другие насосы, циркуляционные насосы устанавливают в конденсационных помещениях, если уровень воды в источнике колеблется в небольших пределах и не требует значительно заглублять насосы. Под полом конденсационного помещения возможно устройство подвала глубиной 3–4 м, в котором размещают конденсационные насосы, трубопроводы технической воды, главные кабели и другие линии и коммуникации. Турбина и электрогенератор устанавливаются на своем фундаменте, который не связан с другими строительными конструкциями, чтобы вибрация турбогенератора не передавалась на них.

Вибрация и колебания измеряются:

В ПТЭ указаны значения, величина амплитуды измерения в микрометрах:

20-нормально;

30-хорошо;

40-удовлетворительно;

>40-в ремонт;

Скорость вибрации: мм в секунду.

ПО ПТЭ до 4.2 допустимо

7,8 можно ещё 3 дня работы

11,2 срабатывает защита.

Частота колебаний в герцах.

В турбинном отделении имеется 1 или 2 мостовых крана для ремонта и монтажа оборудования. Грузоподъемность кранов выбирается из условия подъема наиболее тяжелой детали турбогенератора: это статор генератора или турбины.

Габариты турбинного цеха выбираются достаточными для свободной выемки роторов генераторов, трубок конденсаторов и трубных систем подогревателей. Отметка низа фермы здания машинного зала составляет 25200 мм от пола и эта величина зависит от того чтобы свободно поднять крышку ЦНД или подъем ПВД.

Турбогенераторы компонуют продольно или поперечно относительно фронта котла: при продольном размещении турбогенератора длина машинного зала больше, а пролет меньше. При поперечной компоновке турбогенератора сокращается длинна паропроводов от котла к турбине, но увеличивается ширина пролета.

Конденсаторы располагают под фундаментом турбины поперек или вдоль её оси. При поперечной компоновке конденсаторы отдельно к ЦНД соединяются по циркуляционной воде параллельно, а при продольной компоновке последовательно, поэтому при продольном конденсаторе меньшее количество трубопроводов, и это сокращает площадь машинного зала. Возможно применение боковых конденсаторов размещенных по обе стороны турбины. Эти конденсаторы увеличивают площадь турбинного отделения, но уменьшается отметка обслуживания турбины.

Регенеративные подогреватели устанавливаются на металлическом каркасе по бокам турбины. Сетевые подогреватели устанавливают так, чтобы было удобно трассировать теплопроводы. Вспомогательное оборудование турбинного цеха размещается с учетом удобства обслуживания мостовым краном. Со стороны постоянного и временного торцов предусматриваются монтажно-ремонтные площадки.

12.3 компоновка оборудования деаэраторного отделения

На верхнем этаже отделения устанавливаются деаэраторы питательной воды. Ниже занят паропроводами, трубопроводами питательной воды, редукционно-охладительной установкой, быстродействующей редукционно-охладительной установкой. Ниже располагаются щит управления и распред устройства собственных нужд.

12.4 компоновка котельного отделения

Котел располагается как правило фронтом параллельно машинному залу. При установке котлов на собственном каркасе имеются 1 или 2 мостовых крана. Для монтажа и эксплуатации оборудования в котельном отделении предусматривается железнодорожный въезд.

Оборудование газовоздушного тракта обычно размещают вне главного корпуса. Открытая установка дутьевых вентиляторов и дымососов принимается на газомазутных ТЭС во всех климатических условиях. Регенеративный воздухоподогреватель устанавливается на открытом воздухе.

13. Мероприятия по охране труда и технике безопасности и пожарной профилактике при работе в мазутном хозяйстве

13.1 Обслуживание мазутного хозяйства

В мазутном хозяйстве ежегодно перед грозовым сезоном должна проверяться целостность внешней цепи заземления от атмосферного электричества с измерением сопротивления заземляющего устройства.

Обвалование наземных мазутных резервуаров должно поддерживаться в исправном состоянии. Наземные мазутные резервуары должны иметь лестницы с перилами для подъема и ограждения по всей окружности перекрытия резервуара.

На перекрытиях мазутных резервуаров должны быть установлены площадки с перилами для подхода к пробоотборникам, вытяжным устройствам, люкам и их обслуживания.

Верхняя часть вытяжного вентиляционного патрубка должна быть оборудована огневым предохранителем. Люки приемных, расходных и резервных резервуаров должны быть закрыты крышками на прокладках, затянутыми болтами, а каналы в мазутонасосных перекрыты металлическими листами.

Сливные лотки должны быть перекрыты металлическими крышками. Допускается в местах слива устанавливать вместо крышек решетки с размерами ячеек не более 200x200 мм.

Все огневые работы в помещениях и на территории мазутного хозяйства, мазутных резервуарах, приемосливных устройствах, в проходных каналах, мазутонасосных и т.п. должны выполняться по наряду в соответствии с требованиями п. 2.6.3 настоящих Правил.

Въезд тракторов и автомашин в резервуарный парк разрешается только после установки искрогасителей на выхлопных трубах этих машин.

Торможение цистерн башмаками, изготовленными из материала, дающего искрение, на участке слива мазута не допускается.

Применение для перемещения цистерн ломов, труб и других металлических предметов запрещается. Состав из цистерн, установленных на эстакаде, должен быть закреплен до отцепки локомотива. До начала обслуживания цистерн локомотив должен быть удален от них на расстояние не менее 5 м. Цистерны с неисправными лестницами, площадками или без них следует обслуживать с применением переносных лестниц с площадками и перилами или трапов с перилами. При необходимости должны использоваться предохранительные пояса, закрепляемые карабином за неподвижные части эстакады.

Обслуживать такие цистерны должны не менее чем два лица. Условия допуска к обслуживанию неисправных цистерн должны быть определены в местной инструкции.

При подготовке к разогреву мазута в цистерне должны быть проверены:

– надежность прикрепления перекидного трапа к горловине цистерны;

– плотность соединения паровой магистрали со штангой (шлангом);

– надежность закрепления опущенной в цистерну штанги (шланга).

После слива мазута и зачистки цистерн полностью закрывать крышки горловин люков и сливные клапаны следует только после остывания наружной поверхности цистерн до 40 град. C и ниже. Пробы мазута и других горюче – смазочных материалов из цистерн и резервуаров следует отбирать с применением специальных пробоотборников, изготовленных в соответствии с ГОСТ 2517–85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

При отборе проб, замере уровня мазута и открывании люков цистерн и резервуаров, а также при спуске подтоварной воды и грязи из резервуаров следует стоять боком к ветру во избежание вдыхания паров и газов и возможного попадания мазута на одежду. Запрещается переносить пробы мазута в открытых и стеклянных сосудах.

Не допускается низко наклоняться к горловине люка цистерны, резервуара.

Замеры уровня с применением стальной рулетки (ленты) запрещаются, если входная часть люков резервуаров не защищена кольцом из материала (свинец, алюминий и др.), не образующего искр при движении замерной рулетки. Стальная рулетка и пробоотборник должны скользить по направляющей канавке замерного люка. Подогревать мазут в резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, следует только при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см.

Не допускается подогревать мазут в резервуарах до температуры, превышающей 90 град. C. Запрещается заполнять резервуар, подавая мазут свободно падающей струей. Мазут следует закачивать под уровень имеющейся в резервуаре жидкости.

Запрещается использовать мазутопроводы в качестве конструкций, несущих дополнительные нагрузки. Отогревать замерзшие мазуто- и паропроводы следует с соблюдением требований п. 2.3.23 настоящих Правил. При разовом поступлении на электростанцию взамен мазута других видов жидкого топлива (дизельного, солярового, сланцевого масла и др.) следует выполнять специальные указания по безопасности их использования.

13.2 Работа в емкостях мазутного хозяйства

При очистке железнодорожных цистерн вручную работа должна производиться скребками, не вызывающими искрения, без спуска рабочих в цистерну.

Спуск рабочих в цистерны для их зачистки запрещается. При работе в емкостях мазутного хозяйства должны выполняться требования п. п. 2.3.29 и 2.8 настоящих Правил. Спуск рабочего в емкость при температуре воздуха в ней выше 32 град. C не допускается.

Емкости и резервуары, подлежащие внутреннему осмотру, ремонту или очистке от отложений, должны быть освобождены от мазута, отключены и отглушены от действующего оборудования.

Перед очисткой емкости и резервуары должны быть пропарены и провентилированы.

При очистке емкостей и резервуаров должны соблюдаться требования п. 2.3.29 настоящих Правил. Отложения, извлеченные из емкостей или резервуаров, необходимо уничтожать (нейтрализовать) или закапывать в специально отведенном месте.

Все ремонтные работы внутри емкостей и резервуаров следует производить после пропарки, вентиляции и очистки их от отложений.

Осмотр, очистку и ремонтные работы внутри емкостей и резервуаров необходимо выполнять в спецодежде, спецобуви и рукавицах.

Перед началом и в процессе выполнения работ по очистке или ремонту внутри емкостей и резервуаров должен производиться анализ воздушной среды, подтверждающий, что содержание вредных веществ не выше предельно допустимых концентраций и кислорода достаточно (20% по объему). В случае превышения предельно допустимых концентраций вредных веществ, недостаточности кислорода и невозможности обеспечить достаточную вентиляцию работу внутри емкостей и резервуаров следует производить в шланговом противогазе.

Шланг противогаза должен быть из маслобензостойкого материала. При отсутствии принудительной подачи воздуха его длина должна быть не более 15 м, при принудительной подаче воздуха длина шланга может доходить до 40 м. Применение спасательного пояса при работе в мазутной емкости (резервуаре) обязательно. Запрещается спуск людей в емкость (резервуар) мазутного хозяйства без лестницы. При отсутствии постоянной внутренней лестницы в емкости должна применяться переносная деревянная неокованная (во избежание искрообразования) лестница.

14. Мероприятия по охране окружающей среды на практикуемой ТЭС

14.1 Тепловые электрические станции

ТЭС преобразуют энергию топлива, образующуюся при его горении, в электрическую; причем в процессе горения часть теплоты и продукты горения выбрасываются в окружающую среду. Если ТЭС работает на мазуте, то до горения его смешивают с паром и распыляют в горелках, где он не весь реагирует: так появляются замазученные стоки, которые сливаются в окружающую среду. Технология ТЭС требует очистки воды, причем используется

Н-катионирование и ОН-анионирование. При регенерации ионообменных фильтров стоки, содержащие CaSO4, MgSO4, NaCl и т.п., в окружающую среду. Теперь подробнее рассмотрим взаимодействие тепловых электростанций на воздух, воду и землю.

14.2 Воздействие ТЭС на природные воды