Выбор энергетических котлов

Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С
Тепловая схема ТЭЦ Тепловой расчет Выбор энергетических котлов Технико-экономические показатели паротурбинной установки Паротурбинная установка ПТ-80/100-130/13 Основное распределительное устройство (ОРУ) АПК ТЭЦ-2 Генеральный план АТЭЦ – 2 Электрическая часть станции Определение расчётных схем и точки КЗ. Расчёт токов КЗ Выбор коммутационной аппаратуры Газоочистное оборудование Микроклимат Электрическое освещение Защита от шума Охрана окружающей среды Выбросы диоксида азота рассчитываются по формуле Определение границ санитарной защитной зоны Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения Производственная санитария Противопожарные мероприятия Охрана окружающей среды Задачи сейсмостойкого проектирования ТЭЦ Выброс золы Расчёт максимальной концентрации вредных веществ Водопотребление и водоотведение Микроклимат Электрическое освещение Защита от шума Задачи сейсмостойкого проектирования ТЭЦ Персонал Расчёт точки безубыточности проекта Обследование проектной и фактически существующей схемы теплосети АПК ТЭЦ-2. Анализ существующего водно-химического режима оборудования Коэффициент теплоотдачи (от пара к стенке трубки) Принцип работы
170237
знаков
21
таблица
17
изображений

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 η = 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

Отбор

Давление Р, МПа (кгс/см2)

Расход Д, т/ч

Температура t, оС

ПВД № 7 3,29 (33,6) 19,05 + 1,9 387
ПВД № 6 2,13 (21,75) 25,4 333
ПВД № 5 1,11/0,588 (11,3/6) 10,3/7,2 263
Деаэратор 1,11 7,2 263
ПНД № 4 0,531 (5,42) 10,6 + 5,75 190
ПНД № 3 0,272 (2,78) 24,7 130
ПНД № 2 0,0784 (0,80) 7,46 -
ПНД № 1 0,02 (0,204) - -

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 Δt = 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 * 10-3МПа;

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


Таблица 1.2. Сводная таблица параметров регенеративных отборов

Наименование Отборы
7 6 5 Д 4 3 2 1

1. Давление в отборе Рi,МПа

3,29 2,13 1,11 1,11 0,531 0,272 0,078 0,02

2. Температура в отборе ti, oC

387 333 263 263 190 130 - -

3. Энтальпия пара в отборе ii, кДж/кг

3200 3100 2965 2965 2825 2720 2560 2415

4. Температура насыщения tНi, оС

239 215,6 184,5 184,5 154,1 130,2 92,82 60,1

5. Энтальпия дренажа iДрi, кДж/кг

1032,9 923,3 782,9 782,9 650 547,2 388,8 251,5

6. Температура воды до подогревателя tВi, оС

210,57 179,5 184,5 149,1 125,2 87,82 55,09 34

7. Температура воды после подогревателя tВi’’, оС

234 210,6 179,5 184,5 149,1 125,2 87,82 55,09

8. Энтальпия воды после подогревателя iВi’’, кДж/кг

1009,1 900,4 760,8 782,9 628,3 525,9 367,8 230,5

9. Энтальпия воды до подогревателя iВi, кДж/кг

900,36 760,8 782,9 628,3 525,9 367,8 230,5 142,4

10. Коэффициент недовыработки электроэнергии yi

0,67 0,56 0,42 0,42 0,27 0,16 0,003 0,15

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;

пв - 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;


Информация о работе «Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С»
Раздел: Физика
Количество знаков с пробелами: 170237
Количество таблиц: 21
Количество изображений: 17

0 комментариев


Наверх