Реконструкция котла БКЗ-420-140-7с на ТЭЦ-2 с целью подавления выбросов оксидов азота

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Мая 2012 в 10:21, дипломная работа

Краткое описание

Алматинская ТЭЦ-2 расположена в 15 км западнее г. Алматы, в районе пос. Алгабас Карасайского района. АТЭЦ-2 построена в две очереди.
Первая очередь строительства осуществлялась с 1978 по 1983 годы.
Были введены в эксплуатацию три паровых котла типа БКЗ-420-140-7с и три паровых турбины типа ПТ-80/100-130/13.
Вторая очередь строительства осуществлялась с 1985 по 1989 годы.

Содержание работы

Аннотация ………………………………………………………………….
Введение ……………………………………………………………………
1. Описание и расчет тепловой схемы АТЭЦ-2 …………………………….
2. Описание основного и вспомогательного оборудования ………………..
3. Топливное хозяйство ……………………………………………………….
4. Техническое водоснабжение …………………………………………….....
5. Химводоочистка …………………………………………………………….
6. Компоновка главного корпуса ……………………………………………..
7. Генеральный план …………………………………………………………..
8. Электрическая часть ………………………………………………………..
9. Экономическая часть ……………………………………………………….
10. Безопасность жизнедеятельности и охрана окружающей среды ………..
11. Спецвопрос: «Реконструкция котла БКЗ-420-140-7с на ТЭЦ-2
с целью подавления окиси азота» ………………………………………....
12. Заключение ………………………………………………………………...
13. Список литературы …………………………………………………………

Содержимое работы - 30 файлов

Тепловой расчет 2.doc

— 124.50 Кб (Скачать файл)


 

        1 Описание и расчет тепловой схемы АТЭЦ-2

 

1.1Описание тепловой схемы

 

Тепловая схема АТЭЦ-2 представлена на рисунке 1.1. На ТЭЦ установлены семь котлов БКЗ-420-140-7с, работающие на общий коллектор 140 ата.

От коллектора питаются шесть турбин: 3хПТ-80/100-130/13, 2хТ-110/120-130 имеют сетевые подогреватели обеспечивающие теплофикационную нагрузку. Турбины  ПТ-80/100-130/13 и Т-110/120-130 имеют сетевые подогреватели обеспечивающие теплофикационную нагрузку. Система регенерации этих турбин ПТ и Т состоит из четырех ПНД, деаэратора и трех ПВД, а у турбины Р-50-130/13 из трех  ПВД и деаэратора.

На станционный коллектор 13 ата пар подается из турбины Р-50-130/13 и отборов турбин ПТ-80/100-130/13. Из коллектора 13 ата питаются пиковые бойлера, покрывающие пиковые тепловые нагрузки, подается пар на собственные нужды ТЭЦ, то есть выдача пара на производство от АТЭЦ-2 отсутствует.

Для резервирования коллектора 13 ата на случай остановки одной из турбин имеется система РОУ-140/13, два по 150 т/ч и одна 250 т/ч.

Турбины ПТ-80 и Т-110 имеют конденсаторы. Конденсат из конденсатора через группу ПНД подается в деаэратор, из деаэратора питательная вода через группу ПВД подается в котел и цикл замыкается. У турбины Р-50 конденсатор отсутствует, а пар из турбины подается в коллектор 13 ата. В деаэратор турбины подается дренаж пиковых бойлеров.

 

1.2 Расчет тепловой схемы АТЭЦ-2

 

1.2.1 Тепловые нагрузки ТЭЦ

 

По данным АО "Теплокомунэнерго" и АПК "Распределительные тепловые сети" максимальная тепловая нагрузка АТЭЦ-2 составляет  Qmax=1065 Гкал/ч, из них нагрузка горячего водоснабжения Qгвс =195 Гкал/ч,, нагрузка отопления и вентиляции Qот =870 Гкал/ч.

Климатологические данные для г. Алматы

Температура наружного воздуха:

- Расчетная отопления t pH= -25 С

- Средняя холодная месяца t xмH = -7,4 С

- Средняя отопительного периода t срH =-2,1 С

-Средняя летнего периода t  = +20 С

Расчет тепловых нагрузок по режимам:

1-режим, максимально-зимний

                                 Q1= Qmax= Qот+ Qгвс=870+195=1065 Гкал/ч                     (1.1)

11-режим, расчетно-контрольный

         Q11= Qот*+ Qгвс=870*(18+7.4)/(18+25)+195=708 Гкал/ч    (1.2)

111- режим, среднеотопительный

          Q111= Qот*+ Qгвс=870(18+2.1)/(18+25)+195=600 Гкал/ч    (1.3)

1V - режим, летний

                                               Q1V= Qгвс =195 Гкал/ч                                         (1.4)

Тепловая мощность основного оборудования

Теплофикационных отборов турбин 3хПТ-80/100-130/13,

                                          Qптотб  =3х80=240 Гкал/ч                                  (1.5)

2хТ-110/120-130,

                                         Qтотб =2х175=350 Гкал/ч                               (1.6)

Суммарная мощность отборов

                              Qотб=Qптотб+  Qтотб =240+350=590 Гкал/ч                       (1.7)

Мощность пиковых бойлеров

ПТ-80/100-130,

                                                 Qптпб =3х Qптпб =3х 130=390 Гкал/ч              (1.8)

Р-50-130, 

                                                   Qрпб  =230 Гкал/ч                                           (1.9)

Суммарная мощность пиковых бойлеров

                              Qпб=Qптпб +Qрпб=390+230=620 Гкал/ч                        (1.10)

Для г. Алматы по нормам рекомендуется коэффициент теплофикации

                                                  тэц=0,5 0,55                                        (1.11)                                 

Расчетный коэффициент теплофикации

                                                  тэц= Qотб / Q1 =0,52                                        (1.12)

Нагрузка отборов турбин

                                   Qотб=тэц Q1 =0,52х1065=554 Гкал/ч                            (1.13)

 

Пиковая нагрузка АТЭЦ-2

                                   Qпик= Q1 - Qотб =1065-554=551 Гкал/ч                         (1.14)

Данные по тепловым нагрузкам сведем в таблицу 1.1.

 
Таблица 1.1- Сводная таблица тепловых нагрузок

№п/п

Наименование потребителя

Обозна-чение

Един. изм.

Режимы

1

11

111

1V

1

Отопление и вентиляция

Qот

Гкал/ч

 

870

513

405

-

2

Горячего водоснабжения

Qгвс

Гкал/ч

 

195

195

195

195

3

Итого по ТЭЦ

Q

Гкал/ч

 

1065

708

600

195

4

Основные сетевые подогреватели

Qосп

Гкал/ч

 

554

554

554

195

5

Пиковые сетевые подогреватели

Qпб

Гкал/ч

 

511

154

46

-

 

1.2.2 Определение расходов пара на собственные нужды ТЭЦ

 

a)     Расход пара на мазутохозяйство

На АТЭЦ-2 мазут используется как растопочное топливо.

Теплотворная способность мазута

Qрн= 38940 кДж/кг

Расход мазута на растопку энергетических котлов

               Вэкрасч=          (1.15)

где количество пара от двух растапливаемых котлов с 30  производительностью  [,  определяется как

                                 Dраст = т/ч                      (1.16)

энтальпия пара и воды [ ] :

h пп=3480  кДж/кг

при

Р=140ата,

t = 545С

hпв=994кДж/кг

при 

tпв =230 С ,

Рпв =175ата.

Расход пара на слив мазута из железнодорожных цистерн

                                          Dсл = n (0,636-0,0106 tнв),                             (1.17)

где n =5 - число цистерн в одной ставке слива мазута,

      tнв-температура наружного воздуха.

Расчет ведем по режимам:

                                D1сл =5(0,636-0,0106 (-25))=4,5 т/ч                       (1.18)

                               D11сл =5(0,636-0,0106 (-7.4))= 3,6 т/ч                     (1.19)

                              D111сл =5(0,636-0,0106 (-2,1))= 3,3 т/ч                     (1.20)

                              D1Vсл =5(0,636-0,0106 (-20))= 2,1 т/ч                      (1.21)

Расход пара на подогрев мазута в резервуарах мазутохранилища. На АТЭЦ-2 имеем три резервуара по 1000 м 3 . Расход пара на один резервуар 1000 м 3 .

                                                D1под =0,876-0,0146 (tнв);                                (1.22)

Расход пара на три резервуара:

                                               Dпод = n ( 0,876-0,0146 (tнв));                           (1.23)

Расчет по режимам:

D1под =3 ( 0,876-0,0146 (-25))=3,7 т/ч

D11под =3 ( 0,876-0,0146 (-7,4))=3,0 т/ч

D111под =3 ( 0,876-0,0146 (-2,1))=2,7 т/ч

D1Vпод =3 ( 0,876-0,0146 (-20))=1,8 т/ч

Расход пара на разогрев при транспортировке мазута

                         Dраз = 0,0665  Вэкраст= 0,0665 17,68=1,2 т/ч                (1.24)

где Вэкраст= 17,68 т/ч -расход мазута на котлы.

Полный расход пара на мазутохозяйство

                                             Dмх = Dсл +Dпод +Dраз,                                (1.25)

Расчет по режимам:

D1мх = 4,5+ 3,7+1,2 = 9,4 т/ч

D11мх = 3,6+3,0+1,2 = 7,8 т/ч

D111мх =3,3+2,7+1,2 = 7,2 т/ч

D1Vсл = 2,1+1,8+1,2 = 5,1 т/ч

б) Расход сырой воды на ХВО

                             Gсв=1,25(Gут +Gтс под+Gпот мх Gв сеч);                          (1.26)              

где утечки пара при его выработке энергетическими котлами

                                   Gут=0,02 D1к =0,022884=57 т/ч.                         (1.27)

где расход пара на турбины от котлов  ТЭЦ

  D1к=1,03(nпт Dптмах +Dрмах +nт Dтмах) = 1,03(3 470+420+2 485)=2884 т/ч  (1.28)

Расход воды на подпитку теплосети

   G тс под=Gсет. воды                           (1.29)                     

где tпм =150С -температуры воды в подающей магистрали;

      tов =30С-температура подпиточной воды теплосети             

Потери пара на мазутохозяйстве

                                         Gпот мх= 0,2 Dмх =0,29,4=1,8 т/ч                    (1.30)

                                                   Количество продуваемой воды из РНП

                    Расход воды на продувку котлов

                                                   G  прод   =0,01 D 1к = 0,012884=28,8 т/ч         (1.31)

                                                  Расход пара из РНП

 

                Рисунок 1.1

      D сеп = G  прод   (1.32)

где h прод =1573 кДж/кг-энтальпия воды в барабане  

      h псеп =2756 кДж/кг-энтальпия  пара при Р=0,6 мПа, 

      h псеп =671 кДж/кг-энтальпия воды из РНП

Тепло отданное продувкой в теплообменнике

                              Gв сеч= G  прод - Dсеп=28,8*12,0=16,8 т/ч                   (1.33)

Расход сырой воды на ХВО

G св=1,25 (57+8875+1,8+16,8) =11188 т/ч

 

в) Расчет деаэратора подпитки цикла

                               Gцикла подл= Gв сеч + G ут +Gпот мх+( Dмх - Gпот мх)                 (1.34)

Gцикла подл =16,8+57+1,8+(9,4-1,8) =83,2 т/ч

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                        

Рисунок 1.2

 

Температура воды в деаэраторе

         (1.35)

По значению t вд и температура воды в деаэраторном баке tвбак = 43С находим коэффициент k = 4,6 10-3.

Расход пара из эжектора в ДСВ

                      D д1п = Gцикла подл k 10-3 = 83,2 4,6 10-3=0,38 т/ч            (1.36)

Расход пара на эжекторы

                               D эжп = U D д1п = 0,3 0,38 = 0,12 т/ч                       (1.37)

Суммарный расход пара

                           D 1эж = D эжп   + D д1п = 0,12+ 0,38 = 0,5 т/ч                 (1.38)

г) Расход сетевой воды для подогрева подпиточной воды теплосети в ДВС т/сети

                 G сет.в         (1.39)

                            где h 1д= 167 кДж/кг-энтальпия перегретой воды

                             h под= 159 кДж/кг- энтальпия подпиточной воды                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                            

                             h св= 482 кДж/кг- энтальпия сетевой воды

      Рисунок 1.3                    

 

Данные расчета сводятся в таблицы 1.2,1.3.

 

 

 

Таблица 1.2-Сводная таблица тепловых нагрузок внешних потребителей и СН АТЭЦ-2

№ п/п

Наименование величин

Обозна-чение

Един. изм.

Режимы

1

11

111

1V

I

Нагрузка по пару 13 ата:

 

 

 

 

 

 

1

Пар 13 ата на пиковые бойлера

DпПБ

т/ч

698

210

63

 

2

Расход пара 13 ата на мазухозяйство

Dпмх

т/ч

9.4

7,8

7.2

5.1

3

Расход пара 13 ата на эжекторы вакуумного деаэратора

Dпэж

т/ч

0.5

0,5

0,5

0,5

4

Расход пара 13 ата на подогрев подпиточной воды

Dппод

т/ч

7,7

7,7

7,7

7,7

5

Итого:

DпПБ

Qп

т/ч Гкал/ч

715,6

524

226

166

78,4

57

13,3

9,7

I I

Нагрузка по пару 1,2 ата:

 

 

 

 

 

 

4

На основные сетевые подогреватели

Qосп

Гкал/ч

 

554

554

554

554

5

На подогреватели сырой воды

Qсв

Гкал/ч

 

36

36

36

36

 

Итого:

Всего:

Q

Q

Гкал/ч

Гкал/ч

590

1114

590

756

590

647

225

234,7

Тепловой расчетТ 3.doc

— 83.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

10-БЖД +.doc

— 317.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

11-спец. вопрос +.doc

— 121.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

2-Выбор осн и всп +.doc

— 115.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

3-Т.Х.Ц. +.doc

— 61.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

4,5-тех.вод.снаб. +.doc

— 58.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

6-Компоновка +.doc

— 35.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

7-Генплан +.doc

— 42.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Электрическая 2.doc

— 444.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Электрическая Т3.doc

— 66.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

9-Экономика +.doc

— 99.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Аннатация +.doc

— 25.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Введение +.doc

— 28.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Доклад.doc

— 33.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Заключение.doc

— 26.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Рецензия.doc

— 23.00 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

plot.log

— 902 байт (Скачать файл)

Содержание +.doc

— 33.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Спис литературы.doc

— 30.50 Кб (Открыть файл, Скачать файл)

Генпл ТЭЦ_2.bak

— 2.57 Мб (Скачать файл)

Генпл ТЭЦ_2.dwg

— 2.57 Мб (Скачать файл)

Принцип тепл схема.dwg

— 259.40 Кб (Скачать файл)

Продольный разрез.cdr

— 72.00 Кб (Скачать файл)

Разрез АТЭЦ2.bak

— 350.62 Кб (Скачать файл)

Разрез АТЭЦ2.dwg

— 351.00 Кб (Скачать файл)

Тепловая схема турбогенератора1.bak

— 298.01 Кб (Скачать файл)

Тепловая схема турбогенератора1.dwg

— 317.18 Кб (Скачать файл)

ЭЧС 2.bak

— 613.22 Кб (Скачать файл)

ЭЧС 2.dwg

— 613.28 Кб (Скачать файл)

Информация о работе Реконструкция котла БКЗ-420-140-7с на ТЭЦ-2 с целью подавления выбросов оксидов азота