Склади перерахованих стоків різняться визначаються типом ТЕС і основного обладнання, її потужністю, видом палива, складом вихідної води, способом водопідготовки в основному виробництві та, звичайно, рівнем експлуатації. Води після охолодження конденсаторів турбін і повітроохолоджувачів несуть, як правило, тільки так зване теплове забруднення, так як їх температура на 8. 10 ° С перевищує температуру води в вододжерела. У деяких випадках охолоджуючі води можуть вносити в природні водойми і сторонні речовини. Це обумовлено тим, що в систему охолодження включені також і маслоохолоджувачі, порушення щільності яких може призводити до проникнення нафтопродуктів (масел) в охолоджуючу воду. Масла можуть потрапляти в стічні води також з головного корпусу, гаражів, відкритих розподільних пристроїв, Маслогосподарство. Кількість вод систем охолодження визначається в основному кількістю відпрацьованого пара, що надходить в конденсатори турбін. Отже, найбільше цих вод на конденсаційних ТЕС. На електростанціях, що використовують тверде паливо, видалення значних кількостей золи та шлаку виконується зазвичай гідравлічним способом, що вимагає великої кількості води. Тому основним напрямком в цій галузі є створення оборотних систем ГЗУ, коли звільнилася від золи та шлаку освітлена вода прямує знову на ТЕС в систему ГЗУ. Стічні води ГЗУ значно забруднені завислими речовинами, мають підвищену мінералізацію і в більшості випадків підвищену лужність. Крім того, в них можуть міститися сполуки фтору, миш'яку, ртуті, ванадію. Стоки після хімічної промивки або консервації теплосилового обладнання дуже різні за своїм складом внаслідок великої кількості промивних розчинів. Для промивок застосовуються соляна, сірчана, плавикова, сульфаминовая мінеральні кислоти, а також органічні кислоти: лимонна, ортофталевої, адипінова, щавлева, мурашина, оцтова та ін. Поряд з ними використовуються трилон Б, різні інгібітори корозії, поверхнево-активні речовини, тіосечовина, гідразин, нітрити, аміак. В результаті хімічних реакцій в процесі промивок або консервації обладнання можуть скидатися різні органічні і неорганічні кислоти, луги, нітрати, солі амонію, заліза, міді, трилон Б, інгібітори, гідразин, фтор, уротропін, каптакс і т. Д. Така різноманітність хімічних речовин вимагає індивідуального рішення нейтралізації і поховання токсичних відходів хімічних промивок [20].
У роботі був знайдений і обгрунтований шлях підвищення економічності турбоустановки Т-120-140-130 / 12,8 / для існуючих умов.
Було запропоновано два варіанти модернізації турбіни:
1. використовувати конденсатор для утилізації теплоти відпрацьованої пари для нагріву мережної або додаткової води і показаний результат цього використання. Також було запропоновано реконструювати частину низького тиску шляхом видалення 16-19 ступені.
2. переклад турбіни на постійний режим роботи з теплофікаційних противодавлением шляхом установки глухих діафрагм на вході в ЧНД і зміні теплової схеми.
Видаленням лопаток 16-19 ступені в обох варіантах модернізації вирішилося питання заміни старих зношених лопаток на нові. Також зменшуються витрати на охолодження останніх лопаток, тепер їх охолоджувати не треба внаслідок їх відсутності, але якщо навіть доведеться відмовитися від реконструкції або використання цього методу на інший турбіні, лопатки можна охолоджувати паром відкриваючи регулюючу діафрагму і тепло цього пара буде корисно використовуватися у вбудованих пучках.
Розрахунок також показав, що спостерігається виграш в економічності в разі використання вбудованих пучків конденсатора для підігріву мережної води тепломережі, в разі навіть без реконструкції частини низького тиску циліндра низького тиску.
Це дозволяє мені запропонувати використовувати вбудовані пучки на інших агрегатах в разі зупинки даної турбоустановки.
Існував питання, а чи буде економічно виправдано використовувати теплофікаційні пучки, в той час коли пікові підігрівачі будуть відключені і підігрів води в пучках буде витісняти підігрів в верхньому теплофікаційному відборі, можна покладаючись на розрахунки відповісти, немає. Пояснюється це перевищенням граничної температури зворотної мережної води
Якщо порівняти обидва варіанти, то можна зробити висновок: що для умов АТЕЦ-1 найбільш доцільний переклад турбіни на протитиск. В результаті чого була підвищена економічність установки за рахунок:
- повного виключення втрат тепла в конденсаторі з циркуляційної водою;
- зменшення витрат електроенергії на власні потреби ТЕЦ (на привід циркуляційних і конденсатних насосів);
- виключення подачі робочого пара але основний ежектор;
- скорочення обсягу робіт з ремонту та обслуговування турбоустановки (в зв'язку з відключенням з роботи конденсатора, ежектора, насосів та ін.).
При опрацювання проекту особливу увагу було звернуто на режим завантаження турбіни після модернізації, оскільки на режимах противодавления умови роботи турбіни (електрична потужність турбіни, температура пара в камерах відборів) цілком залежать від теплових навантажень.
Аналіз розрахунку варіанта роботи турбоустановки Т-110-120-130 з конструктивними змінами проточної частини ЧНД, що полягають у видаленні 23 ступені, показав, що внутрішня потужність групи ступенів зменшилася на 0.563 МВт