Химводоочистка

Источником водоснабжения химводоочистки подпитки теплосе­ти и котлов, как и всего тех. водоснабжения ТЭЦ-1, является горводопроводная вода Талгарского водовода.

Качество исходной воды, по результатам анализов последних лет, стабильно.

Существующая химводоочистка подпитки теплосети произво­дительностью 4500 м^час для открытой схемы горячего водоснаб­жения запроектирована по схеме:

• при работе водогрейных котлов - подкисление серной кислотой, декарбонизация, 100% натрий - катионирование;

• при отключенных водогрейных котлах - подкисление серной кислотой, декарбонизация, буферные фильтры. В качестве буфер­ных фильтров предусмотрено использование натрий - катионитовых фильтров.

С 1992 года обработка подпиточной воды тепловых сетей производится по непроектной схеме путем стабилизации фосфоно -содержащим комплексоном (ИОМС). Для дозирования ИОМС'а используется существующий узел подкисления. Натрий - катиониовая установка находится в резерве.

Существующая химводоочистка подпитки паровых котлов работает по схеме: двухступенчатое водород - катионирование, декарбонизация, одна ступень анионирования на высокоосновных анионитах. Проектная производительность установки 330 т/час.

В настоящее время среднегодовая производительность установки по отчетным данным станции за 1997 г. не превышает 2390 м^час - для подпитки теплосети и 119,1 т/ч для подпитки котлов.

Конденсатоочистка, запроектированная САО ВЭП для очистки общестанционного конденсата, конденсатов с производства и мазутохозяйства, смонтирована в неполном объеме.

В настоящее время конденсаты, периодически поступающие с турбинного цеха (max до 40 т/ч), обрабатываются на натрий - катионитовых фильтрах и далее поступают в бак декарбонизованной воды обессоливающей установки для дальнейшего совместного анионирования в смеси с частично - обессоленной водой. Производительность натрий -катионитовых фильтров 160 т/час.

2.1.10 Система ГЗУ АлЭС ТЭЦ-1

Система гидравлического удаления золы и шлака (ГЗУ) АПК ТЭЦ-1 выполнена по замкнутой схеме с возвратом осветленной воды и повторным ее использованием. В результате многократного использования ограниченных объемов воды возрастает минерализация воды, что, в свою очередь, вызывает загрязнение оборудования системы ГЗУ отложениями малорастворимых солей и продуктов коррозии. Солеотложения на внутренней поверхности трубопровода приводят к значительному перерасходу водных ресурсов и резко снижают эффективность работы установок.

Обеспечение чистоты поверхности оборудования системы ГЗУ возможно двумя путями: периодической химической очисткой оборудования, заключающейся в растворении отложений либо стабилизационной обработкой воды химическими реагентами. И тот и другой способы успешно реализуются с помощью комплексонов.

Применение комплексонов для растворения отложений основано на их способности вступать во взаимодействие с ионами металлов в широком диапазоне рН и образовывать устойчивые водо-растворимые комплексы. Однако периодическая очистка трудоемка, требует дополнительных затрат и не обеспечивает экономичной и надежной эксплуатации в период между очистками.

Свойства золы и шлака:

Протяженность трубопроводов пульпы и осветленной воды - 15 км.

Диаметр трубопроводов — 620 мм.

Емкость бассейна золоотвала - 700 000 м³.

Время прохождения воды с золошлаковой пульпой полного цикла -42 суток.

Расход воды на смыв золошлаковой пульпы - 700 м³ /час.

Химические свойства и фазово-минералогический состав золы и шлака в основном определяется составом минерального вещества топлива и теми изменениями, которые оно претерпевает при высокотемпературной обработке в котлах ТЭС.

В процессе сгорания топлива происходят сложные химические и фазовые превращения минерального вещества, в результате чего образуются вещества с новыми свойствами - зола и шлак. В условиях топочного режима котлов большая часть минерального вещества топлива переходит в золу и меньшая - в шлак.

Зола большинства видов топлива на 98 - 99% состоит из свободных и связанных в химические соединения оксидов кремния, алюминия, железа, кальция, калия, натрия, титана, серы.

В настоящее время на АПК ТЭЦ-1 используется карагандинский уголь.

Зольность карагандинского угля составляет в среднем 25%. По химическому составу в золе преобладают оксиды кремния и алюминия. По модулю основности Мо = (СаО + МgO)/(SiO₂ + Аl₂О₃) (меньше единицы) зола карагандинского угля относится к кислым золам. В кислых золах, как правило, отмечается менее 10% оксида кальция при наличии кислотных оксидов более 70 - 80%.

Солевой состав воды золоотвала полностью определяется химсоставом золы, сжигаемого угля и составом природной воды.

Компоновка главного корпуса и генплан

Площадка Алматинской ТЭЦ-1 расположена в центре города Алматы на территории Жетысуйского района и занимает площадь 33 гектара. В плане площадка представляет собой многоугольник, вытянутый на север.

Протяженность площадки с юга на север составляет 1200 м, с запада на восток колеблется от 200 до 450 метров.

Система координат на площадке принята городская. Система высот городская. Отметки площадки колеблются в пределах 730,00 - 746,00 метров. Границами площадки служат с запада - территория мясокомбината, с юга - подъездная автодорога к промплощадке и мясокомбинату, путепроводная развязка, с востока - жилая застройка и ряд мелких предприятий, с севера - жилая застройка.

К промплощадке АТЭЦ-1 с юга и запада подходят подъездные автодороги, соединяющие ТЭЦ-1 с городом и другими промышленными предприятиями.

Подъездной железнодорожный путь подходит с юго-восточной стороны и примыкает к железнодорожной станции МПС "Алматы-II". Протяженность пути 1,5 км.

Электрические выводы отходят от площадки ТЭЦ-1 в западном направлении.

Тепловые выводы и паропроводы к пром. предприятиям и жилой застройке выходят в двух направлениях - южном и западном.

Золоотвал расположен к северу и западу от площадки ТЭЦ-1 на расстоянии 10км.

Магистральный газопровод подходит к площадке АТЭЦ-1 с западной стороны.

Площадка ТЭЦ плотно застроена существующим и строящимся (по разным титулам) зданиями и сооружениями. Строительство первой очереди ТЭЦ-1 было начато в 1932 году. Площадка в то время размещалась на окраине города. С развитием города во всех направлениях ТЭЦ-1 оказалась в центре жилой и производственной зоны. Территория ТЭЦ-1 ограждена сплошной железобетонной оградой высотой 2 метра. На площадку предусмотрены два автомобильных въезда и один железнодорожный.

Производственная площадка, на которой расположена ТЭЦ-1, не полностью соответствует требованиям по твердотопливным станциям такой мощности. В следствии недостаточности площадей, склад топлива имеет ограниченные размеры, на которой полностью не размещается необходимый (по нормам) месячный расход угла. Это создает определенные сложности в работе, особенно по приемке угля в зимнее время.

Установка новых котельных агрегатов предусматривается взамен выводимых из эксплуатации котлов и не влияет на топливный режим станции. Возможный увеличенный расход топлива твердого вместо газового возможен только в летнее время и это не создает никаких дополнительных трудностей.

4 Принципиальная тепловая схема АТЭЦ-1

Сырая вода подогревается во встроенных пучках конденсаторов ПТ-60-90/13 (работают круглый год, турбины работают только в теплофикационном режиме). Затем подогревается в подогревателях сырой воды (до 30⁰С) и подается на химводоочистку (ХВО) для соответствующей обработки.

После ХВО подпиточная вода направляемая в вакуумный деаэраторы, греющей средой которых является прямая сетевая вода, отбираемая после пиковых бойлеров и ПВК. После вакуумных деаэраторов подпиточная вода подается в баки аккумуляторы или подпиточными насосами подается в линию обратной сетевой воды.

Обратная сетевая вода сетевыми насосами подается соответственно на основные подогреватели паровых турбин. Пиковые подогреватели паровых турбин и общестанционные пиковые бойлеры. Затем повысительными насосами сетевой воды сетевая вода поступает на пиковые водогрейные котлы, откуда по магистралям идет в город.

Греющим паром для основных бойлеров является теплофикационный отбор турбин ПТ-60-90/13. Греющим паром пиковых бойлеров является производительный отбор турбин ПТ-60-913, противодавление Р-25-90/18 и общестанционный коллектор пара 1,5 мПа.

Пар на производство, на собственные нужды станции и мазутное хозяйство подается из общестанционного коллектора 1,5 мПа.

Подпиточная вода котлов проходит двухступенчатую деаэрацию сначала в атмосферном деаэраторе греющего средой 0,12 мПа и в деаэраторе повышенного давления греющей средой которого является пар из общестанционного коллектора 0,6 мПа.

Производственный конденсат, конденсат возвращенный из мазутного хозяйства подается в атмосферный деаэратор.

Для обеспечения потребности в паре 1,3 мПа и 0,12 мПа на станции установлены РОУ-100/13 и РОУ-13/1,2.

5 Расчёт тепловой части станции

Таблица 5. 1 - Режим работы ТЭЦ и тепловые нагрузки

Таблица 5.2 - Оборудование тепловой схемы АТЭЦ-1

6 Электрическая часть станции

На Алматинской ТЭЦ-1 находится в работе три турбоагрегата: одна турбина Р-25-90/18 мощностью 25 МВт и две турбины ПТ-60-90/13 мощностью 60 МВт.

Турбогенератор ТГ№8 подключен к главному распределительному устройству напряжением 6 кВ (ГРУ-6) состоящему из двух секций рабочей системы шин связанных секционным выключателем без реактора.

Турбогенератор ТГ № 9 и ТГ № 10 в блоках с двух обмоточными трансформаторами мощностью 80МВА подключены к открытому распределительному устройству напряжением 110кВ (ОРУ–110кВ) состоящему из двух не секционированных рабочих систем шин и обходной системы.

К ОРУ – 110 кВ подключено 5 ВЛ-110 кВ. Для связи с энергосистемой используются три высоковольтные линии: ВЛ 149А, ВЛ 103А и ВЛ 116А, протяженность линий 134 км, 227 км, 296 км соответственно, для связи с тупиковыми потребителями используются две линии ВЛ 115А и ВЛ 114А.

На АТЭЦ-1 имеется ОРУ-35 кВ, к которому подключены потребители близкорасположенных предприятий.

ОРУ-110 кВ связано с ОРУ-35 кВ и ГРУ-6 кВ двумя трехобмоточными трансформаторами связи мощностью 40 МВА. Для питания электрических нагрузок собственных нужд АТЭЦ-1 используется напряжение 6кВ, а так же 380/220 В.

При переводе АТЭЦ-1 в пиковый режим напряжение питания с.н. 6 кВ используется для двигателей мощностью 200 кВ и для трансформаторов 6/0,4кВ. Для двигателей мощностью 160 кВт и менее применяется напряжение 380/220 В.

Основным потребителем собственных нужд при переводе в пиковый режим АТЭЦ-1 является подпиточная насосная и восемью насосами мощностью 315-630 кВт напряжением 6кВ. Насосная является потребителем 1 категории.

Электроснабжение потребителей напряжением 380/220 В выполняется с помощью двух сухих трехфазных трансформаторов типа ТСЗ-250/10 мощностью (6кВ насосной) и по 250кВА каждый из установленных по отдельности непосредственно к линиям ввода рабочего питания на секции 6кВ этой насосной. Подключение производится через отдельные выключатели в шкафах ГРУ-6 кВ. Мощность трансформаторов по 250 МВА выбраны исходя из возможности появления в перспективе в данном районе АТЭЦ-1 мелких не передвижных нагрузок напряжением равным 0,4 кВ.

На станции установлен ТГ8 ТФП-25-2У3 и ТГ9 и ТГ10 ТВФ-60-2.

Построение графика активной, реактивной и полной мощности передаваемых в электрическую систему:

Исходные данные:

Таблица 6.1 Потребителями станции

Установленная мощность станции

Руст = 145 МВт;

Рmах = 95,7 МВт.

ВЛ 149А ВЛ 103А ВЛ 116А

ОРУ 35кВ ОРУ-110кВ

Т-1 Т-2 Т-3 Т-4

ТГ-8

ТГ-9 ТГ-10

КРУсн6кВ КРУсн6кВ

ГРУ кВ

Рисунок 6.1

Sс1= Sс2= Sс3=

Хс1= 0 Хс2= 0 Хс3= 0

ВЛ ВЛ ВЛ

149А Х9 130А Х10 116А Х11

l=134км l=227км l=296км

К-3 К-1

Х5 Т-4 Х4

Х13 Х7

Х2 Х3

Х14 Х8

Х12 Х6

К-4 ТГ-9 ТГ-10

Х1

ТГ-8 Рисунок 6.2 Схема замещения АТЭЦ-1

Sс1= Sс2= Sс3=

Хс1= 0 Хс2= 0 Хс3= 0

Х9 Х10 Х11

К-3 К-1

U=37кВ U=115

Т-3 Х5 Т-4 Х4

К-2

Т-2 Х7

U=6,3кВ

Х2 Х3

Х8

Х6

ТГ-9 ТГ-10

Х1

ТГ-8

Рисунок 6.3 Расчетная схема замещения АТЭЦ-1

Краткая характеристика производства

Алматинская ТЭЦ-1 работает в энергосистеме по тепловому графику в базовом режиме. Вся электроэнергия вырабатывается по теплофикационному циклу.

Схема поступления городской воды следующая: в общий коллектор горводы поступает вода по двум трубопроводам диаметром 1000 мм. Вода подогревается паром в конденсаторах турбин ст. № 9, 10 и насосами Сырой воды подается на химводоочистку.

Работа химводоочистки включает три схемы: обессоливание, конденсатоочистка, подпитка теплосети. Подпитка котлов осуществляется обессоленной водой по схеме сокращенного обессоливания, производительностью 390 м ³/час.

Конденсатоочистка, производительностью 200 м³/час, служит для очистки возвращенного конденсата по схеме натрий - катионирования. Очищенный конденсат поступает в баки обессоленной воды. Обессоленная вода из баков поступает в деаэратор 1,2 ата.

Для подпитки теплосети производительностью 4800 м ³/час применяется схема обработки воды фосфоновыми комплексонами.

В качестве резервной схемы приняты:

а) подкисление серной кислотой, декарбонизация с последующим

натрий - катионированием, производительностью 3200 м ³/час при включении водогрейных котлов;

б) прямое подкисление серной кислотой, декарбонизация, при отключенных водогрейных котлах.

Подпиточная вода поступает в вакуумные деаэраторы и насосами подпиточной воды подается на всас сетевых насосов, которые подают ее через бойлера в теплосеть.

В зимний период после бойлеров вода поступает через повысительную насосную в водогрейные котлы, где догревается до заданной температуры и подается в город.

Тепловая схема станции выполнена следующим образом. Пар от котлов ст. № 8-13 типа БКЗ-160-100 (производительностью 160 т/час, давлением пара 100 кгс/см, температурой перегретого пара 540 ⁰С) поступает в коллектор 90 ата, откуда направляется на турбины ст. № 8-10.

Турбоагрегат ст. № 8 типа Р-25-90/18 работает в режиме противодав-ления. Отработанный пар турбины ст. № 8 поступает в коллектор 18 ата. Турбоагрегаты ст. № 9, 10 типа ПТ-60-90/13 работают с использованием конденсатора для подогрева городской воды из горводопровода для химводоочистки, пар производственных отборов направляется в коллектор 18 ата, теплофикационные отборы используются для подогрева сетевой воды на собственные нужды. Из коллектора 18 ата пар расходуется на производ­ство, собственные нужды станции и пиковые бойлера.

Приемником сточных вод Алматинской ТЭЦ-1 является хозяйственно-бытовая и промливневая канализация.

Нефтесодержащие стоки поступают на очистные сооружения. Очищенная на установке вода поступает в систему оборотного водоснабжения ГЗУ.

Аварийный слив сетевой воды, утечки через сальники, вода после гидроуборки сбрасывается в систему оборотного водоснабжения.

Система водоснабжения

Источником водоснабжения Алматинской ТЭЦ-1 является городская водопроводная вода Талгарского водовода.

Вода от Талгарской насосной двумя насосами (один - резервный) типа 24-МДН производительностью 5000 м^з/чac каждый подается на ТЭЦ. Общий расход горводопроводной воды от Талгарской насосной составляет в среднем 2729,44 м³/час.

Основной поток горводопроводной воды от Талгарской насосной подается в турбинный цех на охлаждение конденсаторов турбоагрегатов и газоохладительной генераторной (примерно 3867 м ³/час). Кроме того, в турбинном и котельном цехах горводопроводная вода используется на охлаждение подшипников оборудования. Вода после газоохладителей генераторов и конденсаторов, подогревается примерно до 35 °С, подается на повторное использование в качестве исходной воды в химический цех на ХВО-1 и ХВО-2.

Часть воды из прямого водовода используется на технологические нужды в котельном цехе, на водогрейной котельной, топливно-транспортном цехе и во вспомогательных цехах. маслоохладителей турбогенераторов является, вода циркуляционной системы, которая подпитывается водой из горводопровода. Охлаждающая вода после маслоохладителей сбрасывается в систему цирк колодцев, кроме того, на ТЭЦ-1 действует система оборотного водоснабжения гидрозолоудаления, осветленная вода с золоотвала возвращается в цикл станции.

АТЭЦ-1 и ее влияние на экологическое состояние города

Алматинская ТЭЦ-1 расположена в центре города и является одним из основных источников централизованного теплоснабжения промышленности и жилищно-коммунального сектора. Вся электроэнергия вырабатывается по теплофикационному циклу.

Оборудование, установленное на ТЭЦ-1, находится в эксплуатации более 30 лет. Основную долю в годовом балансе топлива – 79,6% (данные 2000года) составляют экологически "грязные" виды топлива: уголь и мазут, газ используется в основном в летний период. Котлы ТЭЦ оборудованы системами золоочистки (эмульгаторы 2 поколения), эксплуатационная эффективность которых в 2010 году в среднем по станции составила 99,0%. Газоочистка по другим вредным веществам не производится. Высота дымовых труб для отвода газов не превышает 80 м.

С учетом вышеуказанного, ТЭЦ-1 является достаточно весомым загрязнителем воздушного бассейна города, уровень фонового загрязнения которого по данным наблюдений Казгидромета в 1988-1990 г. превысил санитарные нормы по диоксиду азота (1,88 ПДК) и золе (2,3 ПДК). При этом, вклад ТЭЦ-1 составляет соответственно 17 % и 20%. Фон по этим ингредиентам, создаваемый автотранспортом, тепло источниками предприятий других отраслей промышленности, без учета вклада ТЭЦ-1 характеризуется превышением ПДК по золе (1,56 ПДК) и содержанием диоксида азота, близким к ПДК (0,96 ПДК), что свидетельствует о необходимости выработки комплексных мероприятий по оздоровлению воздушного бассейна.

Комплекс ТЭЦ-1 состоит из следующих основных функциональных систем:

- главного корпуса с энергетическими котлами и турбинами, где вырабатывается электроэнергия, пар для нужд промышленных предприятий и теплоэнергия в виде горячей (сетевой) воды с температурой до 100⁰ С;

- водогрейной котельной для догрева сетевой воды выше 100⁰ С, после нагрева ее в подогревателях главного корпуса;

- топливоснабжения твердым, жидким и газообразным топливом;

- химводоочистки для подготовки питательной и подпиточной воды;

- трансформирования и выдачи электрической энергии;

- золошлакоудаления;

- комплекса насосных станций, тепломагистралей и аккумуляторных баков для подачи горячей воды в тепломагистрали города;

- вспомогательных производств и цехов для обеспечения производственной деятельности предприятия.

В настоящее время на АПК ТЭЦ-1 находятся в эксплуатации 6 энергетических, 7 водогрейных котлов и 3 турбины для выработки электроэнергии.

В летний период работы ТЭЦ используются избытки природного газа. Количество сожженного топлива с указанием качества топлива приведены в таблице.

Основным видом топлива для энергетических котлов является Карагандинский энергоконцентрат, для водогрейных котлов - топочный мазут. В летний период работы ТЭЦ-1 используются избытки природного газа.. Энергетические котлы оборудованы системами золоочистки: на котлах № 8-13 установлены эмульгаторы, с проектной степенью золоочистки (фактически в 2010 году 99,0%) и сероочистки-20 %