Выявление степени воздействия Читинской ТЭЦ-1 на оз. Кенон.

Другая, не менее важная сторона  использования водных ресурсов теплоэнергетикой состоит в том, что в соответствии с  СНиП II-58-75 при выборе источника водоснабжения ТЭС следует учитывать существующее и перспективное использование водных ресурсов района различными отраслями народного хозяйства (рыбным хозяйством, сельским хозяйством, водным транспортом промышленностью, в рекреационных целях и др.).

Основным потребителем воды на предприятиях теплоэнергетики являются системы: генерации пара в котлах; охлаждения; пароснабжения; гидравлического удаления золы и шлама на ТЭЦ, работающих на твердых топливах, подпитка энергетических котлов и теплосети и др. Распределение  расхода потребляемой воды зависит  от вида ТЭС (Сомов, 1988). На ТЭС потребляемая вода расходуется следующим образом: подготовка воды для пароводяного цикла  – 25%-35%; подпита теплосети – 20%-30%, добавка в систему охлаждения – 35%-55%. В зависимости от сезона года ТЭЦ работает в различных режимах. В летний период в связи с отключением  отопления жилых, общественных и  производственных помещений расход воды на теплосеть снижается, а цели охлаждения увеличивается, подпитка энергетических котлов и теплосети и др.

Использование воды в каждой из указанных  систем характеризуется своими особенностями  и предъявляет специфические  требования к химическим и санитарно-гигиеническим  показателям состава используемой воды. Наиболее емким потреблением воды на ТЭС являются системы водяного охлаждения конденсаторов паровых  турбин. Расход охлаждающей воды для  конденсации отработанного пара составляет 40 – 60 м³ на 1т пара.

Кроме конденсаторов турбин охлаждающая  вода используется в газо - и воздухоохладителях турбогенераторов и электродвигателей, маслоохладителях турбоагрегатов и  питательных турбонасосов, а также  для охлаждения подшипников вспомогательных  механизмов.

На предприятиях теплоэнергетики  образуются сточные воды от охлаждения конденсаторов турбин, воздухо –  и маслоохладителей и другой аппаратуры; систем гидравлического удаления золы и шлака; водоподготовок и конденсатоочисток; маслосистем, узлов вращающихся механизмов; складов и устройств переработки жидкого топлива и масел; обмывки регенеративных воздухоподогревателей и конвективных поверхностей нагрева котлоагрегатов, работающих на мазуте; химической промывки и консервации оборудования; мокрой уборки помещений тракта топливоподачи; кроме того, сюда включаются бытовые сточные воды и поверхностный сток с территории электростанции. Продувочная вода отводится в водный объект, ее объем является объемом водоотведения при оборотной системе водоснабжения (в качестве примера см. схему распределения воды на ТЭЦ-1 рис. 10.). В зависимости от системы технического водоснабжения ТЭС эта потребность обеспечивается либо водой, забираемой из водного объекта совместного пользования (свежая вода), либо водой из специально сооружаемых охладителей (оборотная и повторно-последовательно используемая вода). Другими словами, соотношение используемых объемов свежей и оборотной воды определяется типом системы водоснабжения ТЭС.

При прямоточной системе водоснабжения  основная часть потребности ТЭС  в воде (99,9%) обеспечивается свежей водой, при оборотных системах объем  свежей воды составляет примерно 5% общей  потребности в ней. В последнем  случае свежая вода используется для  подпитки системы водоснабжения, необходимой  для компенсации потерь воды в  технологических циклах ТЭС, и продувки (освежения) системы охлаждения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На этой странице Рис.10. схема распределения  воды на Чит. ТЭЦ-1 в альбомном варианте.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

для поддержания в ней солевого режима и щелочности, которая может  меняться из-за нагрева воды (Резниковский М.А., Великанов С.Г. и др., 1989).

Удельная потребность в охлаждающей  воде для конденсаторов турбин ТЭС  на органическом топливе составляет 100 м³/ч на 1 МВт мощности. Таким образом, для мощных ТЭС необходим очень большой расход воды, что лимитирует использование прямоточных схем водоснабжения.

На большинстве ТЭС, работающих на твердом топливе, применяются  оборотные системы гидравлического  удаления золы и шлака. При этом вода в значительной степени насыщается различными веществами в результате контакта с отходящими газами, золой  шлаком. Оборотная вода в зависимости  от вида применяемого на станции топлива (уголь различных месторождений, сланцы, торф) загрязняется вплоть до насыщения  известью и гипсом, Кроме того, эта  вода содержит фториды, соединения мышьяка, ванадия, ртуть, реже бериллий, фенолы, германий и другие токсичные и  канцерогенные вещества.

 

2.3 Читинская ТЭЦ-1

 

До пуска  первых агрегатов Читинской ГРЭС в 1965 г. энергетика Забайкалья была представлена большим количеством мелких, разрозненных и неэкономичных электростанций. Интересы развития Читинской области дали толчок развитию энергетики Забайкалья. Первым шагом в этом направлении было строительство Читинской ГРЭС (с 1982 г. – ТЭЦ-1).

Читинская ТЭЦ-1 является крупнейшей электростанцией  Читинской энергосистемы (ОАО «Читаэнерго»), находящаяся в Черновском районе  
г. Читы. Она является источником централизованного теплоснабжения жилищно-коммунального сектора г. Читы и инфраструктуры города. Энергия отпускается в виде пара, горячей воды и электроэнергии.

Проектная тепловая мощность – 864 Гкал/час.

Фактическая тепловая мощность по горячей воде – 688 Гкал/час.

Вид отпуска  тепла: горячая вода с температурой +130 °C.

Устанавливаемая электромощность станции – 466 МВт (располагаемая электромощность).

Очистных  сооружений по очистке хозяйственных  и технологических сточных вод  предприятие не имеет.

Станция работает на твердом топливе. Топливо  подается железнодорожными составами  в разгрузочное устройство, в котором  выгружается из вагона специальным  разгрузочным механизмом – вагоноопрокидывателем.

Автоматизация и блокировка системы топливоподачи  исключает необходимость постоянного  нахождения обслуживающего персонала  по тракту топливоподачи.

В котельном  цехе установлено 13 котельных агрегатов  марки БКЗ-220-100 Барнаульского котельного завода. Характеристика некоторых из них в табл. 4.

 

Таблица 4 –  Характеристика котельных агрегатов

Производительность котла	- 220 т/час.
Давление в барабане котла	- 112 кг/см2.
Давление острого пара	- 100 кг/см2.
Температура перегретого пара	- 520°С.
Температура питательной воды	- 215°С.
Температура уходящих газов	- 160°С.
Объем топочной камеры	- 1049 м3.
Высота котла	- 31 м.

 

Максимальный  расход топлива B_max=39 т/час на один котельный агрегат, при КПД от 80 до 89 %.

Котлоагрегат  представляет собой теплообменное  устройство, в котором происходит передача горячих продуктов горения  к воде.

В результате этого происходит нагрев воды, ее кипение  и перегрев образовавшегося пара. Продукты сгорания топлива – дымовые  газы, пройдя золоулавливающую установку, дымососами подаются в дымовую трубу.

Из бункера  сырого угля топливо подается в четыре ноготковые мельницы. В них топливо  размалывается до пылевидного состояния, подсушивается горячим воздухом и выносится по двум пылепроводкам  через турбулентные горелки, расположенные  двумя ярусами на фронтальном  экране (всего восемь горелок на котел), в топочную камеру котлоагрегата, где пылевоздушная смесь воспламеняется и сгорает. Угольная пыль сгорает  во взвешенном состоянии, образуя пламя  в виде факела. Образующиеся от горения  топлива зола и шлак смываются  сильной струей воды, которая подается смывными насосами в каналы и при  помощи побудительных сопел транспортируются по этим каналам в багреную насосную. Багреными насосами гидрозолосилакованая пульпа перекачивается на золоотвалы, расположенные на расстоянии 3 км от станции.

После отстоя золы и шлака осветленная вода вновь возвращается на станцию.

В дымовых  газах содержатся примеси: твердые  частицы (зола, несгоревшее топливо) и продукты сгорания (сера, окись  азота).

Для удаления твердых частиц на один котел установлены  четыре трубы Вентуры и четыре скруббера (каплеуловителя). Степень  очистки этих золоуловителей высокая  – 96%. Счищенные от золы газы подаются дымососами в дымовую трубу. Содержание вредных примесей в атмосфере  устанавливается санитарными нормами. Для уменьшения концентрации загрязняющих веществ в атмосфере, установлены  две дымовые трубы высотой  80 м, и одна дымовая труба высотой 120 м [9].

Вентиляторы служат для подачи воздуха через  воздухоподогреватели в топку котла, для улучшения горения и для  подсушки транспортируемого топлива.

Полученный  в котлоагрегатах перегретый пар  с параметрами Т=520°С направляется по паропроводу в паровые турбины и приводит в движение ее вращающуюся часть, называемую ротором. По мере прохождение пара через турбину давление его уменьшается. Вместе с ротором турбины вращается непосредственно соединенный с ним ротор генератора. В турбогенераторе вырабатывается основная продукция электростанции – электрическая энергия.

Охлажденная вода подается циркуляционными насосами, расположенными в береговой насосной.

Проходя через конденсатор, вода нагревается  и сбрасывается обратно в озеро [12].

В турбинах происходит превращение тепловой энергии  пара в механическую.

Пар из второго  регулируемого отбора используется для подогрева сетевой воды, которая  идет на отопление и горячее водоснабжение  жилых поселков ГРЭС, КСК, тепличного хозяйства, г. Читы. Конденсационная  турбина без регулируемых отборов, то есть она отпускает только электроэнергию [11].

 

2.4 Оборотная система водоснабжения с  
прудами-охладителями

 

Пруды-охладители получили наибольшее распространение  на тепловых конденсационных электростанциях  большой мощности. Для охлаждения воды иногда используют естественные водоемы - озера, но в большинстве случаев пруды образуются сооружением плотин на малых реках. Создаваемые таким способом водохранилища обычно служат одновременно и для регулирования стока реки. В отдельных случаях пруды-охладители сооружают и вне долины рек; при этом необходимая для охлаждения воды площадь ограждается дамбами.

Охлаждающая способность пруда зависит от площади его активной зоны, в состав которой входят транзитный поток, т.е. часть акватории пруда, занятая циркуляционным потоком, и водоворотная зона.

Площадь транзитного потока и прилегающих к нему водоворотных областей иногда устанавливают гидравлическим расчетом пруда-охладителя, а в большинстве случаев гидротермическим моделированием пруда в лаборатории.

Охлаждающая способность водоворотной зоны несколько ниже, чем транзитного потока, в связи, с чем для определения активной площади пруда вся площадь зоны циркуляции, т.е. акватория пруда, занятая транзитным потоком и смежными водоворотами без учета застойных зон, должна быть умножена на коэффициент использования площади пруда x, т.е.

 

                                                 (1)

 

где - площадь активной зоны пруда охладителя, км²;

 - общая площадь пруда в зоне циркуляции (без застойных зон), км².

Коэффициент x приближенно можно принимать по табл. 5 в зависимости от соотношения . Значения к приведены с учетом среднего коэффициента неравномерности распределения скорости течения в транзитном потоке, равного 0,9.

 

Таблица 5

	0,4	0,5	0,6	0,7	0,8	0,9	1,0
x	0,64	0,72	0,78	0,83	0,87	0,89	0,90

 

Наиболее полно обычно используется поверхность пруда вытянутой  формы, так как такой пруд имеет  большую относительную площадь  транзитного потока. В тех случаях, когда при взаимном расположении водозабора и сброса, диктуемом местными условиями, использование охлаждающей поверхности пруда недостаточно эффективно, выполняют специальные струенаправляющие и струераспределительные устройства.

Площадь активной зоны пруда можно  определить по величине ее удельной площади :

 

                                                 (2)

 

где - циркуляционный расход, м³/сут.

Величина  обычно принимается в пределах 1,2 – 2 м²/м³×сут.

Схема водозабора, подачи воды к конденсаторам  турбин и отвода воды при оборотной  системе водоснабжения с прудом-охладителем  не отличается от схемы при прямоточном  водоснабжении. Если при прямоточном  водоснабжении место сброса нагретой воды выбирают из условия исключения подсоса теплой воды к водозабору, то при прудовом водоснабжении место  сброса определяется требованием обеспечить необходимую площадь активной зоны пруда.