Дипломная работа: Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С

Составляем уравнение теплового баланса для подогревателей высокого и низкого давления, деаэратора, используя данные таблицы 1.2.

Находим доли отборов:

ПВД № 7

α7 * (i7 – iДР7) * ηп = αпв * (iВ7’’ – iВ7’);

α7 = αпв * (iВ7’’ – iВ7’) / (i7 – iДР7) * ηп;

α7=1*(1009,1–900,36)/(3200 – 1032,88) * 0,98 = 0,0512;

0,0512*(3200–1032,88)*0,98=1*(1099,1– 900,36);

108,74 = 108,74;

ПВД № 6

α6* (i6 – iДР6) * ηп + α7 * (iДР7 – iДР6) * ηп = αпв*(iВ6’’–iВ6’);

α6 = αпв* (iВ6’’ – iВ6’) - α7* (iДР7 – iДР6) * ηп /(i6 – iДР6) * ηп;

α6 = 1 * (900,36 – 760,77) – 0,0512 * (1032,88 – 923,26)*0,98 / (3100 – 923,26) * 0,98 = 0,0629;

0,0629 * (3100 – 923,26) * 0,98 + +0,0512 * (1032,88 – 923,26) * 0,98 = 1 * (900,36 – 760,77);

139,68 = 139,59;

ПВД № 5

α5* (i5 – iДР5)* ηп + (α7 + α6)* (iДР6 – iДР5)* ηп = = αп* (iВ5’’–iВ5’);

α5 = αпв * (iВ5’’ – iВ5’) – (α7 + α6) * (iДР6 – iДР5)* * ηп / (i5 – iДР5) * ηп;

α5 = 1 * (782,91 – 760,77) – (0,0512 + 0,0629) * * (923,26–782,86)*0,98 / (2965 – 782,86) * 0,98 = 0,003;

0,003 * (2965 –782,86) * 0,98 + (0,0512 + 0,0629) * (923,26 – 782,86) * 0,98 = 1* (782,91 – 760,77);

22,11 = 22,14;

Деаэратор

αпд + αд + (α7 + α6 + α5) = αпв;

αпд = αпв - αд - (α7 + α6 + α5);

αпд * iВ4’’ + αд * iд + (α7 + α6 + α5) * iДР5 = αпв * iВ5’;

(αпв - αд - (α7 + α6 + α5))* iВ4’’+ (α7 + α6 + α5) * iДР5 + αдiд = = αпв* iВ5’;

αпв*iВ4’’ - αд * (iВ4’’ - iд) - (α7 + α6 + α5) * (iВ4’’ - iДР5) = αпв*iВ5’;

αд = αпв * (iВ5’ - iВ4’’) - (α7 + α6 + α5) * (iДР5 - iВ4’’) / iд - iВ4’’;

αд = 1 * (782,91 – 628,33) – (0,0512 + 0,0629 + 0,003) * (782,86 – 628,33) / 782,91 – 628,33;

αд = 0,88;

αпд = 1 – 0,88 – 0,1171 = 0,0029;

αпв = 0,0029 + 0,88 + 0,1171 = 1;

ПНД № 4

α4 * (i4 – iДР4) * ηп = αпд * (iВ4’’ – iВ4’);

α4 = αпд * (iВ4’’ – iВ4’) / (i4 – iДР4) * ηп;

α4 = 0,0029 * (628,33 – 525,92) / (2825 – 649,965) * 0,98 = 0,00014;

0,00014 * (2825 – 649,965) * 0,98 = 0,0029 * (628,33 – 525,92);

0,298 = 0,297;

ПНД № 3

α3 * (i3 – iДР3) * ηп + α4 * (iДР4 – iДР3) * ηп = αпд * (iВ3’’ –iВ3’);

α3 = αпд * (iВ3’’ – iВ3’) – α4 * (iДР4 – iДР3) * ηп /(i3 – iДР3) * ηп;

α3 = 0,0029 * (525,92 – 367,77) – 0,00014 * (649,965 – 547,24)*0,98/(2720 – 547,24) * 0,98 = 0,00021;

0,00021* (2720– 547,24) * 0,98 + +0,00014 * (649,965 – 547,24) * 0,98 = 0,0029 * (525,92 – 367,77);

0,461 = 0,459;

ПНД № 2

α2 * (i2 – iДР2) * ηп + (α4 + α3) * (iДР3 – iДР2) * ηп = αпд *(iВ2’’–iВ2’);

α2 = αпд * (iВ2’’ – iВ2’) – (α4 + α3) * (iДР3 – iДР2) * ηп / (i2 – iДР2) * ηп;

α2 = 0,0029 * (367,77 – 230,55) – (0,00014 + 0,00021) * (547,24 – 388,81) * 0,98 / (2560 – 388,81) * 0,98 = 0,00016;

0,00016 * (2560 –388,81) * 0,98 + +(0,00014 + 0,00021) * (547,24 – 388,81) * 0,98 = 0,0029 * (367,77 – 230,55);

0,395 = 0,398;

ПНД № 1

α1 * (i1 – iДР1)* ηп + (α4 + α3 + α2) * (iДР2 – iДР1) * ηп = αпд*(iВ1’’–iВ1’);

α1 = αпд * (iВ1’’ – iВ1’) – (α4 + α3 + α2) * (iДР2 – iДР1) * ηп / (i1 – iДР1) * ηп;

α1 = 0,0029 * (230,55 – 142,38) – (0,00014 + 0,00021 + 0,00016) * (388,81– 251,46) * 0,98 / (2415 – 251,46) * 0,98 = 0,08 * 10-3;

0,08 * 10-3 * (2415 –251,46) * 0,98 + + 0,00051 * (388,81 – 251,46) * 0,98 = 0,0029 * (230,55 – 142,38);

0,240 = 0,256;

3.3 Технико-экономические показатели паротурбинной установки

3.3.1 Турбоустановка Т-110/120-130

Полный расход тепла на турбоустановку:

Qт.у. = Dо * ( io – iп.в.) = 134,72 * (3520 - 1009,1) = 338268,448 кВт;

где: Dо – расход свежего пара;

iо - энтальпия свежего пара;

iп.в. – энтальпия питательной воды;

Расход тепла потребителем:

Qт.п. = Qт. / ηп. = 676000 / 0,98 = 689795,92 кВт;

где: ηп. – КПД подогревателя (98 – 99 %);

Расход тепла на турбоустановку по производству электроэнергии:

Qэ. = Qт.п. – Qт.у. = 689795,92 – 338268,448 = 351527,472 кВт;

КПД по производству электроэнергии:

ηэ.т.у. = N / Qэ. = 110*106 / 351527,472*103 = 0,3;

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ. = 3600 / ηэ.т.у. = 3600 / 0,3 = 12000 кДж/кВт*ч;

3.3.2 Электрическая схема ТЭЦ

В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 11 кВ.

Генераторы станции № 1, 2, 3 типа ТВФ-120-2, генераторы ст. № 5, 6 типа ТВФ-110-2Е, в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-125000/110 и генератор ст. № 4 типа ТВФ-63-2Е, в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТДЦ-80000/110 подключены к шинам ОРУ 110 кВ. Схема распределительного устройства 110 кВ выполнена с двойной рабочей и обходной системами шин, с одним выключателем на цепь. Обе рабочие системы шин секционированы. На ОРУ 110 кВ установлены масляные выключатели типа У-110-2000-40 и ВМТ-110Б-40/2000.

В стадии строительства находится ОРУ 220 кВ. Для связи ОРУ 220 кВ и ОРУ-110 кВ предусмотрен автотрансформатор типа АТДЦТН-125000/220/110.

3.3.3 Краткая характеристика котла БКЗ-420-140-7С

Котел БКЗ-420-140-7С (Е-420-140-7С) однобарабанный, вертикально-водотрубный с естественной циркуляцией, имеет П-образную компоновку.

Расчетное топливо - Карагандинский пром. продукт со следующей характеристикой:

QРН = 3880 ккал/кг, АР = 38.7 %, WР = 10 %, SР =0.9 %, VГ =30 %.

Параметры котла: (из заводского расчета котлоагрегата)

номинальная производительность - 420 т/ч

давление в барабане - 159 кгс/см2

давление перегретого пара - 140 кгс/см2

температура перегретого пара - 560 ОС

Топка котла газоплотная, из цельносварных экранов, выполнена из труб d = 60 мм с шагом 80 мм. Объем топки 2660 м3, расчетное теплонапряжение 103,5 Гкалл/м3.

На фронтовой стене топки установлены шесть вихревых пылегазовых двухпоточных горелок в два яруса (по три на ярус). Крайние повернуты к центру топки на 8 градусов. Производительность одной горелки 12.35 т/ч по промпродукту Карагандинского месторождения и 5166 нм3/ч по газу. Шлакоудаление твердое непрерывное. Шнеками, из водяных ванн, по четыре на котел.

Над топкой и в горизонтальном газоходе расположен радиационно-конвективный пароперегреватель, состоящий из четырех ступеней. Регулирование температуры перегретого пара осуществляется в двух ступенях впрыском собственного конденсата.

В конвективной шахте по ходу газов расположены водяной экономайзер второй ступени, трубчатый воздухоподогреватель второй ступени, водяной экономайзер первой ступени, трубчатый воздухоподогреватель первой ступени.

Для размола топлива котел оборудован четырьмя индивидуальными системами пылеприготовления со скребковыми питателями угля типа СПУ 700/6000, с молотковыми мельницами типа ММТ-2000/2600/590 и вентиляторами горячего дутья типа ВГДН-15, подающими воздух в мельницы.

Холодный воздух в котел подается двумя вентиляторами типа ДН-26ГМ, имеющих частоту вращения 740/600 об/мин. Удаление газов из котла производится двумя двухскоростными (745/590 об/мин) дымососами ДН-26-2-0.62.

Для растопки котла предусмотрены 6 механических мазутных форсунок, производительностью 0.8 тонн/час мазута.

Очистка дымовых газов производится в мокрых золоуловителях, по интенсивной схеме орошения (при повышенных расходах орошающей воды). Для повышения температуры дымовых газов за золоулавливающей установкой до 70 ОС в сборный короб чистого газа подается горячий воздух после воздухоподогревателя.

Температура воздуха перед воздухоподогревателем регулируется рециркуляцией горячего воздуха во всасывающий короб дутьевых вентиляторов.

Реконструированы пароперегреватели на всех котлоагрегатах с полным демонтажем ширм первой ступени по согласованию с заводом-изготовителем.

Для сжигания высокозольных Борлинского, Куучекинского и Экибастузского углей и в целях снижения абразивного износа хвостовых поверхностей нагрева котлоагрегатов по проекту "Казтехэнерго" и с согласия завода-изготовителя на четырех котлоагрегатах выполнена их реконструкция, заключающаяся в следующем:

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28