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

Дипломная работа

По теме:

Модернизация Алматинской ТЭЦ - 2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140 - 145 0С

1. Введение

Теплоэнергетика является ведущей отраслью современного индустриально развитого народного хозяйства. Основным направлением в развитии энергетики является централизация энергоснабжения промышленности, сельского хозяйства, городов и населенных пунктов. В числе энергоносителей особо важное место занимает электроэнергия в силу универсальности ее применения в различных отраслях, на транспорте и в быту, а также возможности транспортировать на многие сотни и тысячи километров при минимальных потерях. Для организации рационального энергоснабжения особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным методом централизованного теплоснабжения и одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.

При теплофикации реализуются два основных принципа рационального энергоснабжения:

- комбинированное производство тепла и электрической энергии, осуществляемое на теплоэлектроцентрали;

- централизация теплоснабжения, т.е. подача тепла от одного источника многочисленным тепловым потребителям.

Важной составной частью систем централизованного теплоснабжения являются тепловые сети, предназначенные для транспортирования и распределения теплоносителя.

Развитие централизованного теплоснабжения осуществляется путем строительства ТЭЦ различной теплопроизводительности.

Строительство теплоэлектроцентралей для нужд отопления и горячего водоснабжения ведется как в районах массовой жилой застройки, так и в сельской местности.

Задачей данного дипломного проекта является модернизация АТЭЦ - 2, с рассмотрением оптимизации водно-химического режима тепловых сетей с целью исключения запертой мощности работающей на каменном угле и обеспечивающей электрической энергией и теплом коммунальные и промышленные предприятия.

В первом разделе проекта приводятся расчеты тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение, годовой график теплопотребления, выбор основного оборудования ТЭЦ, расчет тепловой схемы паротурбинной установки и ее технико-экономических показателей.

Во втором разделе рассматривается применение водно-химический режим тепловых сетей.

Использование природных вод в качестве теплоносителя, особенно при повышенных температурах и давлениях, приводит к выделению на теплонесущих поверхностях или “поверхностях контакта” различных отложений, содержащихся в этой воде, которые могут привести к снижению температуры сетевой воды, увеличению расхода топлива, аварийному или преждевременному останову оборудования и снижению его производительности. Во избежание всего этого, требуется ограничить или полностью исключить накипеобразования на теплообменных поверхностях.

В последнее время для этих целей широко используется метод коррекционной обработки воды с помощью ингибиторов отложений (ИОМСа). Влияние ИОМСа и его композиций на кристаллизацию труднорастворимых соединений, экспериментальные исследования и их результаты рассматриваются в этом разделе.

В экономической части дипломного проекта составляется бизнес-план, производится расчет технико-экономических показателей ТЭЦ, себестоимости электрической энергии и теплоты.

В разделе охраны труда и безопасности жизнедеятельности рассматриваются вопросы производственной санитарии, противопожарных мероприятий, сейсмостойкого проектирования ТЭЦ, а также производится расчет вентиляции в котельном цехе, расчет рассеивания вредных веществ и выбор оптимальной высоты трубы.

2. Описание и расчёт тепловой схемы АТЭЦ - 2

2.1 Краткое описание электростанции

2.1.1 Основное оборудование

На Алматинской ТЭЦ - 2 установлено 7 энергетических котлов: БКЗ - 420 - 140 - 7С

Сжигаемое топливо: Каменный уголь

Установлено 7 турбин:

одна паровая турбина типа Р - 50 - 130/13

три паровых турбины типа ПТ - 80/100 - 130/13

три паровых турбины типа Т - 110/120 - 130 - 5

На начало 2002 года установленная мощность станции составила:

- электрическая - 510 МВт

- тепловая - 1176 Гкал/ч

Располагаемая мощность составила:

- электрическая - 357 МВт

- тепловая - 721 Гкал/ч

Максимальная тепловая нагрузка составила 613 Гкал/ч.

Причиной в разрыве установленной и располагаемой мощности является дефицит паропроизводительности котлов, работающих на непроектном топливе и низкая тепловая загрузка турбин.

Кроме того, из-за отсутствия потребителя 1,3 МПа турбина Р-50-130/13 недовырабатывает энергию. Выработка электроэнергии в конденсационном режиме ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.

2.2 Тепловая схема ТЭЦ

ТЭЦ работает по тепловому графику с довыработкой электроэнергии в конденсационном режиме. Тепловая схема выполнена по секционному принципу с поперечными связями по пару и воде. Восполнение потерь в цикле обеспечивается химобессоленной водой. В качестве исходной воды для подпитки котлов и теплосети используется вода питьевого качества. Отпуск тепла от ТЭЦ осуществляется в горячей воде для зоны теплофикации г.Алматы и в паре для расположенного на прилегающей территории мазутохозяйства АПК РКТ. ТЭЦ работает в базовом режиме совместно с Западным тепловым комплексом (ЗТК), который работает в пиковом режиме. Выдача тепла на ЗТК осуществляется по тепломагистрали из двух труб Ду= 800 и 1000 мм. Система горячего водоснабжения открытая. Температурный график отпуска тепла - специальный с температурой сетевой воды зимой - 150ОС, летом - 70ОС.

Выдача тепла в пос. Алгабас по тепломагистрали из труб Ду= 400 мм, по традиционной двухтрубной системе.

Мазутохозяйству АПТС по двум паропроводам Ду= 150 мм, с максимальным расчетным расходом тепла 17.6 Гкалл/ч.

2.2.1 Газоочистное оборудование

Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах станции применяются мокрые золоуловители скрубберы МВ-ВТИ с предвключенными трубами Вентури.

Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой 129 м, диаметром устья 6,0 и 6,6 м. К трубе № 1 подключены котлы ст. № 1,2,3,4, к трубе № 2 котлы ст. № 5,6,7.

2.2.2 Топливное хозяйство

Тракт топливоподачи состоит из следующих сооружений:

1. Разгрузочное устройство, состоящее из двух роторных четырехопорных вагоноопрокидывателей, рассчитанных на разгрузку вагонов до 134 тонн. Дробление угля на решетках приемных бункеров осуществляется дробильно-фрезерными машинами ДФМ-11. Из бункеров на ленточные конвейеры топливо подается качающимися питателями. Надвиг вагонов осуществляется локомотивами.

2. Дробильный корпус, оборудованный двумя молотковыми дробилками типа Д 20х20 производительностью 1000 т/ч каждая.

3. Склад угля емкостью 362730 тонн, оборудован ленточными конвейерами выдачи топлива на склад и со склада. Выдача топлива на склад производится из дробильного корпуса, до дробилок, со склада бульдозерами через загрузочные бункера с решетками, с помощью качающихся питателей.

4. Основной тракт топливоподачи, состоящий из ленточных конвейеров 1 и 2 подъема, шириной ленты 1400 мм. На втором подъеме топливо взвешивается ленточными весами типа ЛТМ. Для предохранения дробилок и мельниц на конвейерах ст. №2 и №3 установлены магнитные сепараторы: шкивные и подвесные.

5. Топливоподача в пределах главного корпуса, где производится загрузка бункеров сырого угля с помощью двухсторонних стационарных плужковых сбрасывателей. В башне пересыпке главного корпуса установлены пробоотборные установки в комплекте с дробильно-делительной установкой.

Для разгрузки неисправных вагонов служит эстокада высотой 3м, длиной 120 м, оснащенная люкозакрывателями.

Для размораживания пребывающего на ТЭЦ смерзшегося угля эксплуатируется двухпутное размораживающее устройство на 20 вагонов.

Мазутное хозяйство на Алматинской ТЭЦ-2 рассчитано на прием восьми 60-тонных железнодорожных цистерн, хранение мазута марки "100" и подачу его в котельное отделение на растопку и подсветку котлов, до 45 м3/ч, давлением Р=2.2 МПа, с учетом рециркуляции и состоит из:

1. Сливной железнодорожной эстокады длиной 100 м с приемной емкостью, оснащенной четырьмя погружными насосами.

2. Склада мазута, состоящего из трех надземных металлических резервуаров по 1000 м3.

3. Мазутонасосной, сблокированной с маслоаппаратной.

2.2.3 ХВО

Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме Н-ОН обессоливания с производительностью 140 м3/час.

Химводоочистка подпитки теплосети работает по- схеме обработки комплексоном ИОМС и подкисления с последующей декарбонизацией. Производительность установки 7000 м3/ч.

2.2.4 Система технического водоснабжения

Система технического водоснабжения ТЭЦ - оборотная. В качестве охладителей используются вентиляторные плёночные градирни. Подача охлаждающей воды на конденсаторы происходит под действием естественного напора. Возврат нагретой воды производится с помощью циркуляционных насосов.

2.2.5 Система гидрозолоудаления

Система гидрозолоудаления ТЭЦ оборотная, гидравлическая, включает в себя 3 багерных насосных, золошлакопроводы, водоводы, насосные станции осветлённой воды и двухсекционный золоотвал.

Насосная № 1 транспортирует золу и шлак от котлов ст. № 1, 2, 3, насосная № 3 золу от котлов ст. № 4, 5, 6, 7, насосная № 2 шлак от котлов ст. № 4, 5, 6, 7.

Осветленная вода с золоотвала насосами подается через промежуточную емкость на всас насосов. Насосы орошающей воды (НОВ) подают осветленную воду на сопла труб Вентури и орошение эмульгаторов котлов ст. № 1, 3. На орошение скрубберов, транспорт золы и шлака, охлаждение подается осветленная вода от коллектора насосов НГЗУ.

Планируется установка еще одной багерной насосной станции с котлом ст. № 8.

2.3 Тепловой расчет

Согласно исходным данным, тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию составляет Qот+в.= 0,65 ГВт; на горячее водоснабжение Qг.в.с.= 0,28 ГВт; температура наружная средняя tн.ср. = -7,4оС ; температура наружная расчетная tн.р. = -25оС ; температура наружного воздуха наиболее холодного месяца tн.х.м. = -10оС ; расход пара на производство Д п. =780 т/ч.

2.3.1 Расчет тепловых нагрузок

Расчет исходных тепловых нагрузок производится для четырех режимов работы теплоэлектроцентрали.

I - режим максимально зимний, отвечающий температуре наружного воздуха.

QI - вычисляется, как сумма максимальных нагрузок:

QI = Qот.+в. + Qг.в.с. = 0,65 + 0,28 = 0,93 ГВт;

II - режим отвечает средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха tн.х.м. и равен:

QII = ( tв.- tн.х.м.) / ( tв.- tн.р.) * QI+ Qг.в.с. = ( 20 - (-10)) / ( 20 - (-25)) * 0,93 + 0,28 = 0,9 ГВт;

где тв.- температура внутри помещения по санитарным нормам.

III - режим средне зимний, соответствует средней температуре наружного воздуха на отопительный период tн.ср.:

QIII = ( tв. - tн.ср.) / ( tв. - tн.р.) * Qот.+в. + Qг.в.с. = ( 20 - (-7,4)) /( 20 - (-25)) * 0,65 + + 0,28 = 0,676 ГВт;

IV - режим летний, характеризует работу ТЭЦ в летний период, когда отсутствует нагрузка на отопление и вентиляцию:

QIV = ( tг.в. - tх.в.лето) / ( tг.в. - tх.в.зима) * в * Qг.в.с. = ( 55 - 15) / ( 55 - 5 ) * 0,8 * 0,28 = = 0,179 ГВт;

где tх.в.лето - температура холодной воды в неотопительный период;

tх.в.зима - температура холодной воды в отопительный период;

в - учитывает снижение расхода воды в летний период ( 0,8-1,0 ).

2.3.2 Построение годового графика теплопотребления

Для установления экономичного режима работы теплофикационного оборудования, выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя, определения выработки электроэнергии на ТЭЦ строят график продолжительности тепловой нагрузки (годовой график теплопотребления) для отопительного и неотопительного периодов (условно для зимнего и летнего периода). Он строится по данным расчета тепловой нагрузки и климатологическим данным. Отопительный (зимний) период определяется как продолжительность стояния в течение года среднесуточных устойчивых температур наружного воздуха ti ? 8оС.

Годовой график теплопотребления состоит из двух частей: левой - в координатах Q-t, и правой - в координатах Q-n, где ti - текущая температура наружного воздуха; n - время, час.

В левой части строятся графики зависимости тепловых нагрузок ( Qот.+в., Qг.в.с.зима и Qг.в.с.лето ), суммарной тепловой нагрузки ( Qтэц. ) от текущей температуры наружного воздуха ti, оС.

Qг.в.с.лето = 0,65 * Qг.в.с.зима = 0,65 * 0,28 = 0,182 ГВт.

Qтэц. = Qот.+в. + Qг.в.с. = 0,65 + 0,28 = 0,93 ГВт.

Правая часть графика характеризует продолжительность суммарной тепловой нагрузки в течение года. Она строится по графику Q(ti) по продолжительности стояний определенных температурных градаций ni. При этом ?ni равна продолжительности отопительного периода no. Масштаб времени n: 1мм.- 50 часов.

3. Выбор и описание основного и вспомогательного оборудования

3.1 Выбор основного оборудования ТЭЦ

Основное оборудование ТЭЦ выбирается по среднеотопительной нагрузке третьего режима QIII. Найдем величину расхода пара в теплофикационный отбор:

Дт. = Qт / (iт - iок.) * зп = 0,676 * 106 /(2700 - 280) * 0,98 = 285,04 кг/с = 1026,143 т/ч,

где iт - энтальпия пара теплофикационного отбора при среднем давлении в отборе Рт, кДж/кг;

iок. - энтальпия воды из теплофикационного отбора после полной конденсации, кДж/кг;

зп - КПД подогревателя;

3.1.1 Выбор турбоустановок

Выбор турбин производится таким образом, чтобы обеспечить покрытие тепловых нагрузок с помощью наиболее крупного оборудования при оптимальном коэффициенте теплофикации. Выбор турбин производится по заданному расходу пара на производственные нужды - Дп., т/ч и рассчитанному расходу пара в теплофикационный отбор - Дт., т/ч.

Выбираем три турбины типа ПТ - 80/100 - 130/13.

Одновальная двухцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 80 МВт на 3000 об/мин предназначена для привода электрического генератора. Турбина имеет два регулируемых отбора пара для снабжения внешних производственных и теплофикационных потребителей, и рассчитана на параметры свежего пара: давление Ро = 12,75 МПа и температуру to = 555оС, при одновременных отборах пара на производство в количестве 300 т/ч и на теплофикацию в количестве 200 т/ч. Расход свежего пара До = 470 т/ч. Максимально допустимая мощность турбины составляет 100 МВт.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20оС, максимально допустимая 33оС.

В турбине предусмотрено семь регенеративных отборов пара для подогрева питательной воды.

А также выбираем две турбины типа Т - 110/120 - 130. Трехцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 110 МВт предназначена специально для покрытия отопительной нагрузки, при расходе свежего пара До = 485 т/ч и расчетных параметрах: давление Ро = 12,75 МПа, температура to = 555оС. Скорость вращения 3000 об/мин. Максимально допустимая мощность турбины составляет 120 МВт. Суммарный отбор пара на теплофикацию Дт. = 320 т/ч, расход тепла 670 ГДж/ч.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20оС.

Турбина имеет два отопительных отбора, из которых один регулируемый, и пять регенеративных отборов.

Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник комбинированного типа. Роторы ЦСД, ЦНД и генератора соединены полугибкими муфтами.

Критические числа оборотов роторов турбины: ЦВД - 2325 об/мин, ЦСД - 2210 об/мин.

Турбина снабжена валоповоротным устройством.

3.1.2 Выбор энергетических котлов

Количество и единичная мощность устанавливаемых котлов зависит от суммарных тепловых нагрузок ТЭЦ и режима отпуска тепла, и определяется режимом потребления тепла отдельными потребителями.

Энергетические котлы должны обеспечить суммарный расход пара на турбоустановки в номинальном режиме и параметры острого пара на паровпуске в турбину.

Число котельных агрегатов должно удовлетворять условию обеспечения теплом в расчетно-контрольном режиме (III - режиме), при средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца за отопительный период, при выходе из строя одного из котлов.

Зная суммарный расход острого пара на турбоустановки До = 2380 т/ч и параметры пара, выбираем шесть котлов типа БКЗ - 420 - 140 - 7С, производительностью Д = 420 т/ч и параметрами:

давление пара за котлом Р = 13,73 МПа;

температура перегретого пара t = 560оС;

температура питательной воды t = 230оС;

температура уходящих газов t = 120оС;

Топливом является Карагандинский уголь Промпрдукт.

Расход топлива на котел В = 70,4 т/ч.

КПД котла з = 88,5%.

3.2 Расчет тепловой схемы паротурбинной установки

3.2.1 Турбоустановка Т-110/120-130

Расчет тепловой схемы производится по расчетной схеме паротурбинной установки.

Таблица 1.1. Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме

По данным таблицы 1.1. находим энтальпии пара в регенеративных отборах. Полученные значения заносятся в сводную таблицу параметров регенеративных отборов (табл. 1.2).

По давлению пара в отборе находится температура насыщения tНi, оС, энтальпия дренажа iДрi, кДж/кг.

Температура после поверхностного подогревателя с учетом недогрева, равным Дt = 5oC:

tВi' = tВi'' = tНi - 5;

В деаэраторе недогрев отсутствует, так как это подогреватель смешивающего типа.

Энтальпии воды и пара определяются по таблицам.

Давление питательной воды в ПВД определяется как:

Рп.в. = 1,4 * Ро = 1,4 * 12,75 = 17,85 МПа.

Для удобства в таблицу включен коэффициент недовыработки электроэнергии, который зависит от параметров отбора и вычисляется как:

уi = ii - ik / io - ik,

где ik = 2563 кДж/кг - энтальпия отработавшего пара, находится по давлению Рк = 5,3 * 10-3 МПа;

io = 3520 кДж/кг - энтальпия свежего пара при Ро = 12,75 МПа, to = 555оС.

Таблица 1.2. Сводная таблица параметров регенеративных отборов

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

Находим доли отборов:

ПВД № 7

б7 * (i7 - iДР7) * зп = бпв * (iВ7'' - iВ7');

б7 = бпв * (iВ7'' - iВ7') / (i7 - iДР7) * зп;

б7=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

б6* (i6 - iДР6) * зп + б7 * (iДР7 - iДР6) * зп = бпв*(iВ6''-iВ6');

б6 = бпв* (iВ6'' - iВ6') - б7* (iДР7 - iДР6) * зп /(i6 - iДР6) * зп;

б6 = 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

б5* (i5 - iДР5)* зп + (б7 + б6)* (iДР6 - iДР5)* зп = = бп* (iВ5''-iВ5');

б5 = бпв * (iВ5'' - iВ5') - (б7 + б6) * (iДР6 - iДР5)* * зп / (i5 - iДР5) * зп;

б5 = 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

бпд + бд + (б7 + б6 + б5) = бпв;

бпд = бпв - бд - (б7 + б6 + б5);

бпд * iВ4'' + бд * iд + (б7 + б6 + б5) * iДР5 = бпв * iВ5';

(бпв - бд - (б7 + б6 + б5))* iВ4''+ (б7 + б6 + б5) * iДР5 + бдiд = = бпв* iВ5';

бпв*iВ4'' - бд * (iВ4'' - iд) - (б7 + б6 + б5) * (iВ4'' - iДР5) = бпв*iВ5';

бд = бпв * (iВ5' - iВ4'') - (б7 + б6 + б5) * (iДР5 - iВ4'') / iд - iВ4'';

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

бд = 0,88;

бпд = 1 - 0,88 - 0,1171 = 0,0029;

бпв = 0,0029 + 0,88 + 0,1171 = 1;

ПНД № 4

б4 * (i4 - iДР4) * зп = бпд * (iВ4'' - iВ4');

б4 = бпд * (iВ4'' - iВ4') / (i4 - iДР4) * зп;

б4 = 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

б3 * (i3 - iДР3) * зп + б4 * (iДР4 - iДР3) * зп = бпд * (iВ3'' -iВ3');

б3 = бпд * (iВ3'' - iВ3') - б4 * (iДР4 - iДР3) * зп /(i3 - iДР3) * зп;

б3 = 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

б2 * (i2 - iДР2) * зп + (б4 + б3) * (iДР3 - iДР2) * зп = бпд *(iВ2''-iВ2');

б2 = бпд * (iВ2'' - iВ2') - (б4 + б3) * (iДР3 - iДР2) * зп / (i2 - iДР2) * зп;

б2 = 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

б1 * (i1 - iДР1)* зп + (б4 + б3 + б2) * (iДР2 - iДР1) * зп = бпд*(iВ1''-iВ1');

б1 = бпд * (iВ1'' - iВ1') - (б4 + б3 + б2) * (iДР2 - iДР1) * зп / (i1 - iДР1) * зп;

б1 = 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. / зп. = 676000 / 0,98 = 689795,92 кВт;

где: зп. - 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:

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

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ. = 3600 / зэ.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:

Водяной экономайзер реконструирован на новый с сохранением диаметра труб 32х4 и металла (сталь 20) и увеличением поперечного и продольного шага труб, соответственно с 75 и 46 мм до 111 и 55 мм для снижения скоростей газов и уменьшения золового износа труб. При этом живое сечение газов увеличилось с 38.6 м2 до 50.3 м2, а поверхность нагрева экономайзера уменьшилась на 32 % с 1790 до 1220 м2.

Остальные поверхности нагрева конвективной шахты котла оставлены без изменения: водяной экономайзер первой ступени, трубчатые воздухоподогреватели первой и второй ступени.

Установлен дополнительно в обводном газоходе предвключенный трубчатый воздухоподогреватель ПВП изтрубок диаметром 40/37 мм, шаг труб 100/40.5 мм поверхностью нагрева 1300 м2. Газы на ПВП отбираются после водяного экономайзера 2 ступени, сбрасываются в сборный газоход после подвесных кубов ТВП 1 ступени. Цель установки ПВП - дополнительное снижение скоростей газов в ВЭ 1 ступени, в ТВП 1 и 2 ступеней, а также компенсация теплоиспользования газов после 2 ступени ВЭ.

Указанная реконструкция выполнена на котлоагрегатах станции № 1, 2, 3, 4, 5 и положительно сказалась на работе котлоагрегатов в части снижения повреждаемости водяных экономайзеров и износа ТВП, повысила располагаемую нагрузку котлов до 380 т/ч, хотя и привела к небольшому снижению экономичности. Реконструкцию намечено провести на всех котлоагрегатах. Ведется строительство комплекса котлоагрегата БКЗ-420-140-7С ст. № 8.

Площади поверхностей нагрева котла:

- пароперегревателя (после демонтажа 1 ступени ШПП) - 2987 м2,

- водяного экономайзера 1 и 2 ступени:

до реконструкции по проекту "Казтехэнерго" - 4150 м2,

после реконструкции по проекту "Казтехэнерго" - 3580 м2,

- воздухоподогревателя 1 и 2 ступени - 26838 м2,

- дополнительно установленного предвключенного воздухоподогревателя

-1300 м2.

3.3.4 Паротурбинная установка ПТ-80/100-130/13

Теплофикационая паровая турбина ПТ-80/100-130/13 с промышленным и отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд производства и отопления.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность, МВт

номинальная 80

максимальная 100

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0С 555

Тепловая нагрузка, ГДж/ч 284

Расход отбираемого пара на производственные нужды, т/ч

номинальный 185

максимальный 300

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа

верхнем 0,049-0,245

нижнем 0,029-0,098

Давление производственного отбора 1,28

Температура воды, 0С

питательной 249

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 8000

Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:

производственный с абсолютным давлением (1,275 0,29) МПа и два отопительных отбора - верхний с абсолютным давлением в пределах 0,049-0,245 Мпа и нижний с давлением в пределах 0,029-0,098 Мпа. Регулирование давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей диафрагмы, установленной в камере верхнего отопительного отбора. Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих отопительных отборах, в нижнем отборе - при включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева должна пропускаться последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды, проходящей через сетевые подогреватели, должен контролироваться.

Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления.

Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:

первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень и 7 ступеней давления,

вторая (между отопительными отборами) две ступени давления,

третья - регулирующую ступень и две ступени давления.

Ротор высокого давления цельнокованный. Первые десять дисков ротора низкого давления откованы заодно с валом, остальные три диска - насадные.

Парораспределение турбины - сопловое. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть отправляется в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.

Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на переднее уплотнение ЦВД.

Турбина снабжена валоповоротным устройством, вращающим валопровод турбоагрегата с частотой 3,4 об/мин.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц.

3.3.5 Паротурбинная установка Р-50/60-130/13-2

Паровая турбина с противодавлением Р-50/60-130/13-2 предназначена для привода электрического генератора ТВФ-63-2 с частотой вращения 50 с-1и отпуска пара для производственных нужд.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже:

Мощность , МВт

Номинальная 52,7

Максимальная 60

Начальные параметры пара

Давление, МПа 12,8

Температура, оС 555

Давление в выхлопном патрубке, МПа 1,3

Турбина имеет два нерегулируемых отбора пара, предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателях высокого давления.

Конструкция турбины:

Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 16 ступенями давления. Все диски ротора откованы заодно с валом. Парораспределение турбины с перепуском. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора, откуда пар по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 3000 оборотов в минуту. Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц

Турбоагрегат снабжен защитными устройствами для совместного отключения ПВД с одновременным включением обводной линии подачей сигнала. Атмосферными клапонами-диафрагмами, установленными на выхлопных патрубках и открывающимися при повышении давления в патрубках до 0,12 МПа.

3.3.6 Паротурбинная установка Т-110/120-130/13

Теплофикационая паровая турбина Т-110/120-130/13 с отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 об/с и отпуска тепла для нужд отопления.

Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.

Мощность, МВт

номинальная 110

максимальная 120

Номинальные параметры пара

давление, Мпа 12,8

температура, 0С 555

Тепловая нагрузка, ГДж/ч

номинальная 732

максимальная 770

Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе, Мпа

верхнем 0,059-0,245

нижнем 0,049-0,196

Температура воды, 0С

питательной 232

охлаждающей 20

Расход охлаждающей воды, т/ч 16000

Давление пара в конденсаторе, кПа 5,6

Турбина имеет два отопительных отбора - нижний и верхний, предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. При ступенчатом подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов регулирование поддерживает заданную температуру сетевой воды за верхним сетевым подогревателем. При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным отбором температура сетевой воды поддерживается за нижним сетевым подогревателем.

Давление в регулируемых отопительных отборах может изменяться в следующих пределах:

в верхнем 0,059 - 0,245 Мпа при двух включенных отопительных отборах,

в нижнем 0,049 - 0,196 Мпа при выключенном верхнем отопительном отборе.

Турбина Т-110/120-130/13 представляет собой одновальный агрегат , состоящий из трех цилиндров: ЦВД, ЦСД, ЦНД.

ЦВД - однопоточный, имеет двухвенечную регулирующую ступень и 8 ступеней давления. Ротор высокого давления цельнокованый.

ЦСД - также однопоточный, имеет 14 ступеней давления. Первые 8 дисков ротор среднего давления откованы заодно с валом, остальные 6 насадные. Направляющий аппарат первой ступени ЦСД установлен в корпусе, остальные диафрагмы установлены в обоймы.

ЦНД - двухпоточный, имеет по две ступени в каждом потоке левого и правого вращения (одну регулирующую и одну ступень давления). Длина рабочей лопатки последней ступени равна 550 мм, средний диаметр рабочего колеса этой ступени - 1915 мм. Ротор низкого давления имеет 4 насадных диска.

С целью облегчения пуска турбины из горячего состояния и повышения ее маневренности во время работы под нагрузкой температура пара подаваемого в предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД, повышается за счет подмешивания горячего пара от штоков регулирующих клапанов или от главного паропровода. Из последних отсеков уплотнений паровоздушная смесь отсасывается эжектором отсоса из уплотнений.

Для сокращения времени подогрева и улучшения условий пуска турбины предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД.

Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50 Гц, что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 об/с (3000 об/мин).

Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети 49,0-50,5 Гц. При аварийных для системы ситуациях допускается кратковременная работа турбины при частоте сети ниже 49 Гц, но не ниже 46,5 Гц (время указано в технических условиях).

3.3.7 Основное распределительное устройство (ОРУ) АПК ТЭЦ-2

Схема: две секционированные системы шин с одной секционированной обходной системой шин. Марка провода: АСО-600.

Выключатели: У-110-2000-40У1 завода "Уралэлектротяжмаш" г. Екатеринбург

UН = 110 кВ, IН = 2000 А, IН.ОТ. = 40 кА

ТВКЛ = 0.8 с., ТОТКЛ = 0.6 с.

привод ШПЭ-44У1

Разъединители: РНДЗ-2-110-2000У1 завода "Разъеденитель" г. Великие Луки UН = 110 кВ, IН = 2000 А.

Трансформаторы напряжения: НКФ-110-57У1 UН.ВН. = 110000 / 3 В UН.НН. = 100 / 3 В, UН.ДОП. = 100 В.

Схема и группа соединения 1/1/1-0-0.

Разрядники: РВГМ-110.

4. Компоновка главного корпуса

В объёмно-планировочном решении главный корпус выполнен в заглубленном варианте и спроектирован для установки трех турбоагрегатов типа ПТ - 80/100 - 130/13 ЛМЗ с ТВФ 120 - 2, одного Р - 50 - 30/13 ЛМЗ с ТВФ 63 - 2УЗ, двух Т - 110/120 - 130 УТМЗ с ТВФ 110 - 2ЕУЗ, а также восьми пылеугольных котлов типа БКЗ - 420 - 140 - 7С и представляет четырех пролетное здание из продольно расположенных:

машинного отделения пролётом 39 м, ряд «А - Б» с пристройкой 12 м конденсационном отделении ряд «а - А».

деаэраторного отделения пролётом 12 м, ряды «Б - В»

бункерного отделения пролётом 12 м, ряды «В - Г»

котельного отделения пролётом 39 м, ряды «Г - Д» с двенадцатиметровой пристройкой. Продольный шаг колонн каркаса принят равным 6 метрам.

Машинное отделение выполнено с поперечным расположением турбогенераторов и оборудовано двумя мостовыми кранами грузоподъёмностью 50/10 т.

Основные отметки машинного отделения:

пол конденсационного отделения минус 12,00 метров.

отметка обслуживания турбогенераторов 0,00 м.

низ ферм перекрытия плюс 16,70 м

В конденсационном отделении маш. зала размещены фундаменты турбогенераторов, конденсаторы, питательные (ПЭН - 500 - 180) , конденсатные (КСВ - 320 - 160) и дренажные насосы, пусковой и резервный электрические маслонасосы, насосы охл. воды конденсаторов (цирк. насосы Д - 12500 - 24), регенеративные и сетевые подогреватели.

Турбина и генератор установлены на сборном железобетонном фундаменте, не связанном с другими строительными конструкциями (по островному принципу), чтобы вибрация турбогенераторов не передавалась на них. Вокруг турбогенераторов установлены площадки обслуживания, соединённые между собой продольными проходами, идущими вдоль стен машинного зала. Отметка площадки обслуживания турбогенераторов +0,15м.

Регенеративные подогреватели ПНД, ПВД установлены на металлическом каркасе, если смотреть с переднего стула турбины на генератор, с правой стороны турбины. Сетевые подогреватели размещены в места, с учётом удобной трассировки трубопроводов .

Для обслуживания вспомогательного оборудования предусмотрены промежуточные площадки на двух уровнях между площадками обслуживания турбины и полом конденсационного помещения.

В кармане (ряд «а-А») размещены сетевые СЭ2500 - 70(180) и циркуляционные насосы и их трубопроводы.

Для обеспечения монтажа, обслуживания и ремонта вспомогательного оборудования, арматуры и трубопроводов в пролёте «кармана» смонтирована кран-балка с грузоподъёмностью 10 т.

Бункерно-деаэраторное отделение, пролёты «Б-В-Г», является основным ядром жёсткости каркаса главного корпуса. В пролёте «В -Б» располагаются:

на отметке - 8,4 м РУСН-10 и 0,4 кВт

на отметке - 4,00 м кабельные полуэтажи РУСН,

на отметке - 12,00 м кабельные полуэтажи ГЩУ и ГрЩУ.

на отметке 0,15 м главный щит управления аккумуляторная, групповые щиты управления.

на отметке + 6,10 м размещены общестанционные трубопроводы высокого давления (питательной воды и острого пара), РОУ. Площадка оборудована подвесными кран-балками грузоподъёмностью 5 т .

на отметке + 10,00 м расположены трубопроводы низкого давления ПДУ и деаэраторов теплофикационной установки.

на отметке + 20,10 м в полуоткрытом исполнении установлены деаэраторы 6 и 1,2 ата. Для обеспечения их ремонта и обслуживания установлены 2 кран-балки грузоподъёмностью 10 т .

В пролёте «В-Г» расположены бункеры сырого угля.

на отметке - 12,00 м установлены молотковые мельницы

ММТ-2000/2590/730 и мельничные вентиляторы ВГДН - 15 = 900

на отметке 0,15м питатели сырого угля

на отметке от 0,00м до +12,50м ленточные конвейеры загрузки бункеров сырого угля.

От котельного отделения бункерно-деаэраторное отделение отделено сплошной стеной по ряду «В» (отметка 0,00 + 10,00 м), перекрытием на отметке +10,00м и сплошной стеной по ряду «Г» (отметка +10,00 до +20,00м).

В котельном цехе расположены котлы БКЗ - 420 - 140 - 7С от -12,00 до +20,40м. На отметке - 12,00 м (зольное помещение) расположено оборудование гидрозолоудаления (ГЗУ) и дутьевые вентиляторы ДН - 26 - ГМ = 1500, а также багерные насосные. Котлы установлены на собственных каркасах. Для выполнения ремонтных работ используются кран-балки грузоподъёмностью 10 т, подвешенные к фермам перекрытия котельного цеха.

Дымососы ДН - 26 * 2 - 0,65 установлены вне главного корпуса открыто, за рядом «Е». Со стороны постоянного и временного торцов и в осях 24 - 25 главного корпуса предусмотрены монтажно-ремонтные площадки с автомобильными въездами.

5. Генеральный план АТЭЦ - 2

Площадка строительства ТЭЦ расположена в 15 км. Западнее города Алматы с учётом перспективного развития города на юго-запад.

Площадка Алматинской ТЭЦ - 2 сложена толщей лессовидных просадочных суглинков, которая подстилается песками с глубиной переходящими в гравийные и галечниковые группы (суглинки просадочных до глубины 13м. (макс 18м.)).

Уровень грунтовых вод залегает на глубине 15,9 - 22,1 м. от земной поверхности. Амплитуда колебания 1.0м. Повышение уровня грунтовых вод , за счёт утечек из коммуникаций маловероятно .

Грунтовые воды не агрессивны к строительным коммуникациям.

Нормативная глубина промерзания грунтов 100 см.

Сейсмичность площадки больше 9 баллов. Институт КАЗГИИЗ выполняет работы по уточнению сейсмичности площадки ТЭЦ .

Грунты по трудности разработки принимаются по СНИП IV - 2 - 82 .

Площадка по инженерно - геологическим условиям относится к III категории сложности.

При проектировании зданий и сооружений I - II класса рекомендуется применение буронабивных свай с уширенной пятой и опиранием на пески.

Несущая способность по грунту буронабивной сваи диаметром 120см. (уширение 210) и диаметром 60см. (уширение 160) соответственно равна 300 т и 90 т.

Общая площадь земель, отчуждённых для строительства ТЭЦ, равна около 110 га.

В том числе:

а) площадка электростанции (в пределах ограды) 38га,

б) золошлакоотвал (ёмкость на 3года) 12га,

в) временные сооружения (строй двор) 20га,

г) жилой поселок (потребность в жилье удовлетворяется за счёт строительства в городе Алматы) 40га.

При разработки генплана учтены требования функционального зонирования территории с учётом технологических связей, требования вывода с ТЭЦ ЛЭП и теплотрасс, транспорта и очерёдности строительства.

От жилой зоны площадка строительства отделена массивом 3 км сельскохозяйственных полей и зелёными насаждениями.

В настоящем проекте рассматриваются только генплан площадки электростанции и строй базы (графическая часть проекта, лист 1).

На площадке электростанции (в ограде) расположены главный корпус ТЭЦ, объединенный вспомогательный корпус, растопочное мазутохозяйство, склад твёрдого топлива, дробильный корпус, градирни, трансформаторы, открытые распределительные устройства, административно - лабораторный корпус.

За пределами ограды с западной стороны расположена пристанционная железная дорога и станция (общая для ряда предприятий), здесь же располагается вагоноопрокидыватель для разгрузки угля, приобъектный склад ОКСа, размораживающее устройство. Далее с необходимым противопожарным разрывом - мазутохозяйство и мазутохранилище АПТС (Алматинского предприятия тепловых сетей). С северной стороны к электростанции примыкает стройплощадка с бетонно-растворным узлом, автобазой и двумя укрупнительно-сборочными площадками для сборки металлоконструкций каркаса главного корпуса и блоков котла.

Размеры площадки электростанции приняты в соответствии с требуемыми минимальными разрывами между зданиями и сооружениями по технологическим, санитарным и противопожарным требованиям (Л 2.2).

Железнодорожный путь на территорию ТЭЦ подходит с северной стороны к эстакаде разгрузки неисправных вагонов и далее к растопочному мазутохозяйству и ОВК - 2. Железная дорога выполнена также на укрупнительно-сборочных площадках. Подача укрупнённых блоков в зону монтажа осуществляется трейлерами на пневмоходу.

Основная автомобильная дорога, связывающая площадку строительства с внешней автомобильной дорогой, подводится с южной стороны площадки.

Главный въезд на электростанцию и кольцевая дорога вокруг главного корпуса имеют ширину 6 м, остальные дороги (с твёрдым покрытием) выполняются на одну полосу движения с шириной проезжей части 4,5 м.

Вертикальная планировка территории электростанции выполнена с сохранением по возможности естественного рельефа местности при минимальном объёме земляных работ. В то же время она вполне обеспечивает отвод поверхностных вод от зданий и сооружений по кратчайшему пути к лоткам и кюветам открытой системы водопровода и к дождеприёмникам ливневой канализации (замасленные и замазученные стоки подвергаются очистке).