Страница 12: РД 34.02.401. МЕТОДИКА РАЗРАБОТКИ НОРМ И Н0РМАТИВОВ ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ И ВОДООТВЕДЕНИЯ НА ПРЕДПРИЯТИЯХ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКИ РД 34.02.401 (МТ 34-00-030-87) (44673)

Форма 4

Сопоставление расчетного расхода свежей воды, в том числе питьевого качества, с фактическим ее использованием за 19__г. по Челябинской ТЭЦ

Окончание формы 4

Приложение 6

Справочное

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ СНИЖЕНИЯ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ТЕКУЩИХ НОРМ ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ И ВОДООТВЕДЕНИЯ ЗА СЧЕТ ВНЕДРЕНИЯ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РАЦИОНАЛЬНОМУ ИСПОЛЬЗОВАНИЮ ВОДНЫХ РЕСУРСОВ

Пример 1. Снижение потребления свежей воды для системы охлаждения за счет использования слабоминерализованных сточных вод в системе.

Исходные данные

В соответствии с нормами, расход свежей воды на подпитку оборотной системы охлаждения ТЭЦ при работе четырех турбоагрегатов в летний период составляет

= 2 ?? 180 + 2 ?? 360 = 1080 м3/ч.

Для сокращения потребления свежей воды в оборотную систему подаются предварительно очищенные слабоминерализованные стоки в количестве

= 70 м3/ч.

На подпитку оборотной системы ГЗУ из системы охлаждения используется вода в количестве

= 152 – 71 – 0,04 – 0,28 – 15 = 65,7 м3/ч.

Требуемый расход воды на подпитку оборотной системы охлаждения составляет

= 604,8 + 240 + 65,7 = 910,5 м3/ч,

в том числе свежей речной воды

= 910,5 – 70 = 840,5 м3/ч.

Относительное сокращение потребления свежей воды на подпитку оборотной системы охлаждения:

Коэффициент упаривания оборотной воды:

Принимая, что солевой состав подаваемых в оборотную систему слабоминерализованных стоков близок к составу свежей речной воды, можно оценить солесодержание оборотной воды:

= 3,0 ?? 2,2 = 6,6 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 3,1 = 9,3 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 36 = 108 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 15,8 = 47,4 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 20,7 = 62,1 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 58 = 174 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 12,4 = 37,2 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 4,9 = 14,7 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 0,2 = 0,6 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 35,4 = 106,2 мг-экв/дц3;

= 3,0 ?? 282 = 847 мг-экв/дц3.

Ввиду повышенной щелочности оборотной воды необходимо увеличить дозировку ОЭДФ до 2 мг/дц3. Учитывая, что в систему охлаждения поступают сточные воды переменного солевого состава, более предпочтителен комбинированный способ обработки: подкисление до щелочности 5,0 мг-экв/дц3 и дозировка ОЭДФ в количестве 1 мг/дц3. При этом содержание сульфатов в оборотной воде повысится до 250 мг/дц3, а сухой остаток составит 826 мг/дц3. Новые расходы свежей воды на подпитку оборотной системы охлаждения для каждого турбоагрегата определяются пропорционально первоначальным расходам свежей воды .

Для турбоагрегата ПТ-60-130/13 они составят

м3/ч;

а для турбоагрегата Т-100-130 -

м3/ч.

Сравним новые нормы потребления свежей воды с первоначальными для системы охлаждения четырех турбоагрегатов в летний период:

турбоагрегат №1 ПТ-60-130/13:

м3/(МВт??ч);

м3/(МВт??ч);

турбоагрегат №2 ПТ -60-130/13:

м3/(МВт??ч);

м3/(МВт??ч);

турбоагрегат №3 Т-100-130:

м3/(МВт??ч);

м3/(МВт??ч);

турбоагрегат №4 Т-100-130:

м3/(МВт??ч);

м3/(МВт??ч).

Пример 2. Перевод системы ГЗУ на эксплуатацию по оборотной схеме.

Исходные данные

Потери воды в оборотной системе Г3У составляют

= 51 + 49 + 52 = 152 м3/ч.

В систему ГЗУ поступают осадки на золоотвале и стоки от других технологических систем

= 38 + 71 + 65,7 + 0,28 + 0,04 + 15 = 190 м3/ч.

= 65,7 м3/ч – принимаем из примера 1.

Поступление воды в оборотную систему ГЗУ превышает потери на

= 190 – 152 = 38 м3/ч.

Значение минимальной продувки системы ГЗУ с учетом стоков от других технологических систем определяется по формуле (5.134):

Расход воды на орошение мокрых золоуловителей , по данным проектно-технической документации, составляет 230 м3/ч; равно 2,3 мг-экв/дц3 (осветленная вода после подкисления); - процентное содержание серы в топливе, приведенное к 1000 ккал/кг .

По данным электростанции, угля равно 1%, влажность рабочая 19%.

Рабочее процентное содержание серы в топливе:

.

Низшая теплота сгорания угля, по эксплуатационным данным, составляет 3200 МДж/кг (ккал/кг).

Тогда определяется как

.

Расход добавочной воды, включающий свежую воду:

= 190 м3/ч.

- усредненное содержание сульфатов в добавочной воде (мг-экв/дц3) - определяется как средневзвешенная концентрация сульфатов всех потоков воды, поступающих в систему ГЗУ.

;

концентрация сульфатов в сточных водах ВПУ:

мг-экв/дц3;

= 250 мг/дц3 = 5,21 мг-эквл;

- не учитывается, так как химическая очистка производится обессоленной водой;

= 5,21 мг-экв/дц3 (принимается аналогично оборотной системе охлаждения;

мг-экв/дц3;

- усредненное содержание сульфатов в добавочной воде: по данным проектно-технической документации равно 11,36 мг-экв/дц3;

?? - продолжительность пребывания осветленной воды на золоотвале; принимается 200 ч.

е - основание натуральных логарифмов равное 2,7183;

- суммарные потери на фильтрацию в системе ГЗУ; в данном случае равно 0;

, - количество золы и шлака, поступающих на золоотвал.

По данным технического проекта:

= 98,1 т/ч; = 18,0 т/ч.

м3/ч.

Отрицательное значение указывает на отсутствие опасности появления сульфатных отложений.

Значение продувки системы ГЗУ принимается из условия поддержания водного баланса на уровне 38 м3/ч.

Таким образом, в систему ГЗУ поступают осадки, принимаемые как в количестве 38 м3/ч и стоки других систем в количестве 152 м3/ч. Количество сточных вод системы = 38 м3/ч. Количество потерь = 152 м3/ч.

Новые нормы водопользования системы ГЗУ определяются аналогично первоначальным на два вида продукции пропорционально расходам топлива:

и ;

м3/(МВт??ч);

м3/ГДж;

м3/(МВт??ч);

м3/ГДж;

м3/(МВт??ч);

м3/ГДж;

Использованная литература

1. Нормативные характеристики конденсационных установок паровых турбин типа К. - М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1974.

2. Типовая энергетическая характеристика конденсатора 300-КЦС-З турбины К-300-240-ЛМЗ: ТХ 34 -70-001-82. М.: СПО Союзтехэнерго, 1982.

3. Типовая нормативная характеристика турбоагрегата ПТ-60-130/13 с допонением 1986 г. ЛМЗ. - М,: СЦНТИ ОРГРЭС, 1975.

4. Типовая энергетическая характеристика конденсатора 800-КЦС-3 турбины К-800-240-3 ЛМЗ. - М. : СПО Союзтехэнерго, 1984.

5. Руководящие указания по тепловому расчету поверхностных конденсаторов мощных турбин тепловых и атомных электростанций. М. СПО Союзтехэнерго, 1982.

6. Кирсанов И.М. Конденсационные установки. - М.-Л.: Энергия, 1965.

7. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения: СНиП 2.04.02-84/Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1975 .

8.Клибашев К.П., Горшков И.Ф. Гидрологические расчеты. - Л.: Гидрометеоиздат, 1970.

9. Справочник гидрогеолога/ Под общей ред. М.Е. Альтовского. -М.: Госгеолтехиздат, 1962.

10. Справочник по инженерно-геологическим расчетам при изысканиях для гидроэнергетического строительства. - М.: Госэнергоиздат, 1955.

11. Мелентьев В.А., Нагли Е.З. Гидрозолоудаление и золоотвалы. - Л.: Энергия, 1968.

12. Рекомендации по проектированию золошлакоотвалов тепловых электрических станций: П.26-85/ВНИИГ. - Л.: 1986.

13. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций: ВНТП-81. - М.: 1981.

14. Кострикин Ю.М. Инструкция по анализу воды, пара и отложений в теплосиловом хозяйстве. - М.: Энергия, 1967.

15. Справочник химика-энергетика. Т.1. Водоподготовка и водный режим парогенераторов.-М.: Энергия, 1972.

16. Руководящие указания по известкованию воды на электростанциях. - М.: СЦНТИ ОРГРЭС, 1973.

17. Руководство по проектированию обработки и очистки производственных сточных вод тепловых электростанций. - М.: Информэнерго, 1976.

18. Внутренний водопровод и канализация зданий: СНиП 2.04.01-85/ Госстрой СССР. - М.: Стройиздат, 1977.

19. Методические указания по разработке норм и нормативов водопотребления и водоотведения с учетом качества потребляемой и отводимой воды в промышленности. - М.: НИИПиН Госплана СССР, 1979.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1. Основные термины и определения

2. Определение и классификация норм и нормативов

3. Единицы измерения

4. Индивидуальные текущие нормы и нормативы водопотребления и водоотведения с учетом качества потребляемой и отводимой воды

5. Индивидуальные нормы и нормативы водопотребления и водоотведения основных технологических систем

5.1. Система охлаждения

5.2. Система охлаждения вспомогательных механизмов основного оборудования ТЭС

5.3. Водоподготовительные установки

5.4. Система гидрозолоудаления

5.5. Промывка регенеративных воздухоподогревателей и водогрейных котлов

5.6. Химическая очистка оборудования

6. Нормы водопотребления и водоотведения вспомогательного и подсобного производства с учетом качества потребляемой и отводимой воды

7. Нормы водопотребления и водоотведения на хозяйственно-питьевые нужды

8. Укрупненные нормы водопотребления и водоотведения

9. Порядок разработки, согласования, утверждения норм и контроля за их выполнением

Приложение 1. Основные термины и определения по водопотреблению и водоотведению в теплоэнергетике.

Приложение 2. Текущие индивидуальные нормы и нормативы водопотребления и водоотведения

Приложение 3. Макет сборника текущих укрупненных норм и нормативов водопотребления и водоотведения

Приложение 4. Рекомендации по разработке мероприятий для повышения эффективности использования водных ресурсов на производственные и хозяйственно-бытовые нужды ТЭС

Приложение 5. Пример расчета индивидуальных текущих норм водопотребления и водоотведения для Челябинской ТЭЦ

Приложение 6. Примеры расчетов снижения индивидуальных текущих норм водопотребления и водоотведения за счет внедрения мероприятий по рациональному использованию водных ресурсов