Модернизация АО АлЭС ТЭЦ-1 бесфорсуночными пенегенераторами с пористыми структурами

Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 80 страниц
В избранное:

Аннотация

В данном дипломном проекте рассмотрена модернизация АО АлЭС
ТЭЦ-1 бесфорсуночными пенегенераторами с пористыми структурами.
Разработаны бесфорсуночные пеногенераторы воздушно-механической пены. Они позволяют проводить процессы генерации пены с высокой эффективностью при малых гидро- и газодинамических сопротивлениях. Для дальнейшей интенсификации совместных процессов генерации газомеханической пены и улавливания микро- и ультрамикроскопической пыли предложен пылеуловитель, содержащий распылитель, который снабжён пеногасящей сетчатой пористой структурой. Каждая последующая сетка пеногенерирующей сетчатой пористой структуры выполнена с увеличивающимся размером ячеек по ходу очищаемого газа, а пеногасящая - из сеток с уменьшающимся размером ячеек по ходу движения очищаемого газа. Описан механизм пылеуловления в пористых структурах.

Аңдатпа

Сол дипломдық жобада ТЭЦ-1 АҚ "АлЭС"-тың ауа-механикалық көбіктің бүркігішсіз көбік-генераторларымен қарастырған.
Ауа-механикалық көбіктің бүркігішсіз көбік-генераторлар жасалған. Олар аз гидро- газодинамикалық кедергімен көбіктің генерацияны процесстерді аса тиімді өткізу мүмкіндікті береді. Газомеханикалық көбіктің бірлескен процесстар генерацияның жəне ультра-микроскопиялық тозаң ұстағыш қарқындату үшін шашыратуышпен көбік-аздатқыш кеуектік желі құрылыммен тозаң-ұстағыш ұсынған. Көбік-генерациялық желі-кеуекті құбылымның тазалатың газдың бағытта торлар ұлғаятың өлшемімен əрдайым келесі желі жасалған, ал тазалатың газдың бағытта азаймалы өлшемімен əрдайым келесі торлар көбік-азаятың құбылым жасалған. Кеуекті құбылымдарда тозаң ұстану процессі сол дипломда қарастырған.

Annotation

This diploma project presents modernization of JSC ALES TETS-1 by non-nozzled foam generators of ait-mechanical foam.
There were designed an non-nozzled foam generators of ait-mechanical foam. They are allow to provide high-efficiency foam's burning with low of gas- dynamic's resistance. The dust-catcher included the dispersor provided by dust- extinguishing porous net suggested for further intensification of joint processes both gas-mechanical dust generation and micro- and ultra-microscopic dust catching. Each next dust-generating porous structure's net carried-out with increasing sell's size by cleaning gas's direction of move, but dust-extinguishing one carried-out from decreasing sells's size by cleaning gas's move direction. Dust- catching method described in this diploma project.

Содержание
Введение 7
1 Описание основного и вспомогательного оборудования АО АлЭС
ТЭЦ-1 8
1.1 Перечень существующего оборудования 8
1.2 Тепловая схема 9
1.3 Регенеративное устройство 12
1.4 Питательные насосы 14
1.5 Топливо 15
1.6 Водоподготовка и система охлаждения 15
2 Принципиальная тепловая схема АТЭЦ-1 20
3 Тепловой расчёт 21
4 Спецвопрос дипломного проекта 38
4.1 Реконструкция АТЭЦ пылегазоулов ителями с пеногенерирующими и пеногасящими пористыми структурами 38
5 Безопасность жизнедеятельности 42
5.1 Оценка влияния ТЭЦ-1 на экологическую обстановку города 42
5.2 Расчёт выбросов ЗВ в атмосферу 45
6 Экономическая часть 55
6.1 Расчётные формулы основных экономических показателей 55
6.2 Расчёт себестоимости отпуска электрической и тепловой энергии 55
Заключение 60
Список литературы 61

ДП.5В071700.ДО.ПЗ

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись
Дата

Разраб.
Узибеков Ж

Содержание
Лит.
Лист
Листов
Руковод.
Бахтияр Б.Т

Реценз.

АУЭС, каф.ТЭУ
Н. Контр.

Утверд.
Кибарин А.А.

Введение

Энергетика - важнейшая отрасль народного хозяйства, оказывающая значительное влияние на экономическое развитие страны. В Казахстане показатель роста энергетических мощностей находятся на высоком уровне.
Энергетику Казахстана представляют 2 отрасли: теплоэнергетика (порядка 90% электрической энергии производится на ТЭС) и гидроэнергетика (9%).
В данном дипломе представлена реконструкция АТЭЦ-1 пылегазоуловителями с пеногасящими и пеногенерирующими пористыми структурами.
Алматинская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1935 г, и развивалась в несколько очередей. Станция находится в пределах города, по адресу: ул. Сейфуллина, 433. Касаемо спец.вопроса, то ассчитанный экономический эффект от внедрения предложенного пылеуловителя будет иметь место за счёт сокращения расхода пенообразующего раствора в 1,52 раза, уменьшения гидравлического сопротивления по транспорту пенообразователя в (10...20) раз, газодинамического сопротивления по прокачке запылённого потока - в 1,8 раза, материалоёмкости и габаритов - в 22,5 раза, массы установки в 34 раза. Также упростятся условия эксплуатации аппарата, повысится период работы между регенерациями, а значит, возрастает его надёжность и срок службы, что снизит капитальные и эксплуатационные затраты.
В проекте произведены расчеты тепловой схемы АТЭЦ-1.
Так же в разделе БЖД произведен расчет выбросов загрязняющих веществ.

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

1 Описание основного и вспомогатель ного оборудования АО
АлЭС ТЭЦ-1

1.1 Перечень существующего оборудования

Алматинская ТЭЦ-1 введена в эксплуатацию в 1935 г, и развивалась в несколько очередей.
На сегодняшний день оборудование первых двух очередей, а именно котлы станционных номеров 1...6, турбины станционных номеров 1...7: выработало свой ресурс и демонтировано.
В главном корпусе станции находятся в эксплуатации:
а) 2 ПК БКЗ-160-100Ф станционными номерами 8, 9, номинальной производительности 160 тч с параметрами пара: давление - 100 кгссм2, температура - 540°С.
б) 4 ПК БКЗ-160-100Фс ст. № 10...13 номинальной производительности
160 тч с параметрами пара: давление - 100 кгссм2, температура - 540°С.
в) паровая турбина Р-25-9018 ст. № 8 электрической мощность 25 МВт, тепловой - 155 Гкалч. Ориентировочный срок достижения установленного ресурса 2038-2048 г.г.
г) две паровые турбины ПТ-60-9013 ст. № 9, 10 с регулируемым отбором пара на производственные нужды и одноступенчатым регулируемым отбором пара на теплофикацию электрической мощность по 60 МВт, тепловой по 174 Гкалч.
В водогрейной котельной установлены 7 водогрейных котлов ПТВМ-
100 ст. № 1...7 тепловой производительностью по 100 Гкалч. Основное топливо - мазут. Водогрейные котлы, в общей сложности, наработали порядка 52 - 106 тыс. ч.
Состав основного оборудования АлТЭЦ-1 представлен в таблицах 1.1-
1.3.
Таблица 1.1 - Перечень энергетических котлов АТЭЦ-1

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

п п
Тип и завод- изготовитель, станционный номер

Год ввода

Производительность котлов
(установленная)
1
БКЗ-160-100Ф, №8
1960
160 тч
2
БКЗ-160-100Ф, №9
1961
160 тч
3
БКЗ-160-100Ф, №10
1961
160 тч

4

БКЗ-160-100Ф, №11

11969

160 тч
5
БКЗ-160-100Ф, №12
11970
160 тч
6
БКЗ-160-100Ф, №13
11972
160 тч

п п
Тип и завод- изготовитель, станционный номер

Год ввода

Производительность котлов
(установленная)
1
БКЗ-160-100Ф, №8
1960
160 тч
2
БКЗ-160-100Ф, №9
1961
160 тч
3
БКЗ-160-100Ф, №10
1961
160 тч

4

БКЗ-160-100Ф, №11

11969

160 тч
5
БКЗ-160-100Ф, №12
11970
160 тч
6
БКЗ-160-100Ф, №13
11972
160 тч

Таблица 1.2 - Перечень энергетических турбин АТЭЦ-1

Таблица 1.3 - Перечень водогрейных котлов Алматинской ТЭЦ-1

1.2 Тепловая схема

Тепловая схема ТЭЦ-1 выполнена с поперечными связями по основным и вспомогательным трубопроводам: острому пару, питательной воде, конденсатам и паропроводам различного назначения. Пар на собственные и пусковые нужды, а также на пиковые подогреватели поступает из коллектора греющего пара ДСП и от отбора противодавления турбины Р-25-9018, из производственных отборов турбин ПТ-60-9013 и РОУ-13,81,3 МПа.
Восполнение потерь в цикле производится химически обессоленной водой. Исходной водой для подпитки котлов и теплосети является вода Талгарского водовода. Сырая вода питьевого качества поступает по двум водоводам диаметром 1000 мм и повысительными насосами подается на охлаждение конденсаторов турбин № 9 и 10. Подогретая сырая вода поступает на химводоочистку.
Подпиточная вода котлов после химводоочистки направляется в атмосферные деаэраторы и перекачивающими насосами подается в систему регенерации турбин № 9, 10, подогрев питательной воды производится в

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

пп
Тип и завод- изготовитель,
станционный номер
Год ввода

Установленная мощность
1
Р-25-9018, №8
1960
25
2
ПТ-60-9013, №9
1970
60
3
ПТ-60-9013, №10
1971
60

пп
Тип и завод- изготовитель,
станционный номер
Год ввода

Установленная мощность
1
Р-25-9018, №8
1960
25
2
ПТ-60-9013, №9
1970
60
3
ПТ-60-9013, №10
1971
60

пп
Тип и завод- Год
изготовитель, ввода
станционный номер

Установленная производительность
10
ПТВМ-100, №1
1966
100 Гкалч
11
ПТВМ-100, №2
1967
100 Гкалч
12
ПТВМ-100, №3
1969
100 Гкалч
13
ПТВМ-100, №4
1970
100 Гкалч
14
ПТВМ-100, №5
1976
100 Гкалч
15
ПТВМ-100, №6
1978
100 Гкалч
16
ПТВМ-100, №7
1979
100 Гкалч

пп
Тип и завод- Год
изготовитель, ввода
станционный номер

Установленная производительность
10
ПТВМ-100, №1
1966
100 Гкалч
11
ПТВМ-100, №2
1967
100 Гкалч
12
ПТВМ-100, №3
1969
100 Гкалч
13
ПТВМ-100, №4
1970
100 Гкалч
14
ПТВМ-100, №5
1976
100 Гкалч
15
ПТВМ-100, №6
1978
100 Гкалч
16
ПТВМ-100, №7
1979
100 Гкалч

подогревателях высокого давления турбин. Деаэрация подпиточной воды теплосети производится в вакуумных деаэраторах. Запас подпиточной воды в аккумуляторных баках - 2x5000 м3.
В тепловую схему включено основное оборудование: а) котлы ст. №№ 8-13 БКЗ-160-100Ф (6 шт.);
б) турбины:
- ст. №8 - Р-25-9018;
- ст. №9 - ПТ-60-9013;
- ст. №10 - ПТ-60-9013.
с) котлы водогрейные ст. №№ 1-7 ПТВМ-100 (7 шт.).

Турбины типа ПТ-60-9013

Турбина ПТ-60-9013 - одновальная турбина. Цилиндров: 2. Отборов пара: 2 (регулируемые).
Параметры свежего пара до стопорного клапана: 90 кгссм2; 535 оС.
Макс. расход пара через турбину: 402 тч. Макс. пропуск пара в конденсатор: 170 тч.
Давление пара регулируемого промышленного отбора: 8-18 кгссм2. Свежий пар из коллектора острого пара подается к стопорному клапану,
откуда по перепускным трубам поступает к регулирующим клапанам ЦВД турбины. Из ЦВД часть пара направляется в ПВД и часть в производственный отбор. Из ЦВД пар направляется в ЦНД, где организованы регулируемые отборы и отборы в ПНД, а также отпуск пара на коллектор греющего пара ДСА.
Подогрев питательной воды осуществляется последовательно в группе ПНД, деаэраторе и группе ПВД. К подогревателям пар поступает из отборов турбины.
Схема регенерации - деаэраторная. Регенеративная установка, состоит из: трёх ступеней ПНД, трёх ступеней ПВД и деаэратора. Все подогреватели поверхностного типа. Слива конденсата греющего пара - каскадный. Ход слива: из ПНД-1 сливается в ПСГ-1, откуда конденсат откачивается сливным насосом в точку смешения на линии ПВ за ПНД-1. Из ПНД-3 конденсат каскадно сливается в ПНД-2, откуда сливным насосом откачивается в точку смешения между ПНД-2 и ПНД-3.
Возврат конденсата направляется в точку смешения между ПНД-1 и ПНД-2.
В паровую часть конденсатора встроена камера, в которой установлена секция ПНД-1.
В конденсационное устройство входит конденсаторная группа, воздухоудаляющее устройство, КН и ЦН, эжектор циркуляционной системы, водяные фильтры, трубопроводы с необходимой арматурой.
Конденсаторную группу представляет один конденсатор со встроенным пучком.

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

Турбина типа Р-25-9018

Паровая турбина типа Р-25-2-9018. Отборов: 1 (нерегулируемый).
Параметры острого пара перед стопорным клапаном: 90 кгссм2 535оС (при противодавлении порядка 15...21 кгссм2 за выхлопным патрубком).
При номинальной мощности и номинальных параметрах пара расход пара составляет 255 тч с отбором пара на регенерацию в количестве 12,2 тч с давлением 25 кгссм² и температурой 365ºС.
Свежий пар из коллектора острого пара подводится к отдельно- стоящему стопорному клапану, откуда по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в паровпускную часть цилиндра.
Цилиндров: 1;
активных ступеней давления: 10;
регулирующих клапанов: 4 (3 - в верхней половине цилиндра; 1 - в нижней);
Турбина снабжена двумя ПВД: ПВ-350230-7 (станционный номер: 7) и ПВ-350230-6 (станционный номер: 6). Для ПВД- № 6 греющей средой служит пар от противодавления (Р = 18 кгссм²), а для ПВД- № 7 давление пара из нерегулируемого отбора турбины давления 25кгссм². Температура питательной воды, расходом в 375 тч, от входа в ПВД №6 до выхода из ПВД
№7 изменяется от температуры 1580С до температуры 2150С .
Выполнение цилиндра - двойное (состоит из наружного и внутреннего цилиндров). Цилиндр, сконструированный таким образом, позволяет разгрузить фланцы горизонтального разъема от действия полного давления пара и при пуске турбины равномерно прогреть её. Внутренний цилиндр устанавливается в наружном на 4-х лапах, из которых 2 лапы, которые расположены в плоскости осей регулирующих клапанов, фиксируют осевое положение цилиндра, а 2 продольные шпонки фиксируют поперечное положение цилиндра.
Ротор - цельнокованый, диски рабочих колес откованы заодно с ротором. Все диски имеют по 7 паро-уравнительных отверстий. Для соединения ротора с ротором генератора служит полу гибкая муфта, присоединенная к фланцу, откованному воедино с ротором.
Первый отсос пара из уплотнений внутреннего цилиндра производится после 2-х уплотнительных колец двумя трубами для отвода пара в область между наружным и внутренним цилиндрами.
Чтобы предотвратить перегрев ротора на участке уплотнений внешнего цилиндра, пар, отобранный за 8-й ступенью подводят в камеру перед уплотнениями внешнего цилиндра.
За тремя уплотнительными кольцами наружного цилиндра установлен отсос пара в деаэратор (р=1,2 ата). Чтобы горячий пар не попал на участок ротора вблизи подшипника № 1, к уплотнениям, установленным в корпусе после наружного цилиндра, подводится насыщенный пар (р=1,7 ата), часть

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

которого уходит в деаэратор (р=1,2 ата), а остальной пар, вместе с подсасываемым воздухом, отсасывается эжектором уплотнений.
Регулирование турбины гидродинамическое, состоящее из главного и импульсного масляных центробежных насосов, регулятора скорости, регулятора противодавления.
Во вспомогательное оборудование турбины входит: пусковой масляный электронасос высокого давления и 2 масляных электронасоса низкого давления, к одному из них подключены: электродвигатель постоянного тока,
2 циркуляционных насосов типа 12Д-19б, 2 масляных фильтра и 4 маслоохладителя Каунаского турбинного завода типа МП-21(охлаждающая поверхность: 21 м2). Рабочее давление масла 3,3 кгссм2, рабочее давление воды 3,3 кгссм2, наибольшая температура масла на входе 550С, температура охлаждающей воды 200С.
Для отсоса пара из концевых уплотнений турбины и штоков, регулирующих и стопорных клапанов, служат пароструйные эжекторы.
Масляный бак - сварной; установленный на фундаменте спереди турбины. Полезная емкость его составляет 9,5 м³ (при нормальном уровне масла в баке), а емкость всей масляной системы составляет 13 м³. Внутри масляного бака смонтированы основные трубопроводы системы регулирования с главными узлами труб системы смазки, главный сервомотор, предохранительный клапан системы смазки и инжекторы. Указатель уровня масла, снабженный контактами для светозвуковой сигнализации, установлен на крышке бака [5]

1.3 Регенеративное устройство

Подогрев питательной воды осуществляется в подогревателях низкого давления, деаэраторах и подогревателях высокого давления. Подогреватели питаются паром из отборов турбины (регулируемых и нерегулируемых).
Приведенные данные соответствуют режиму работы турбины при номинальных параметрах свежего пара, регулируемых отборов, количества регулируемых отборов 165-115 тчас и номинальной мощности 60 МВт.
Питательная вода, поступающая из деаэраторов в регенеративную систему турбоустановки, имеет температуру 158 0С.
В регенеративную систему входят также охладители эжекторов, сальниковый подогреватель и охладитель уплотнения. Конденсат после конденсатных насосов направляется через охладители эжекторов на сальниковый подогреватель, затем ПНД-1, охладитель уплотнения, ПНД-2, ПНД-3, ПНД-4 и деаэратор.

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

Таблица 1.4 - Параметры пара в регенеративных подогревателях

ПНД-1 установлен в паровой части конденсатора и пар из 7-го отбора служит греющей средой. Поверхность нагрева ПНД-1 S=110 м2. По воде ПНД имеет 4 хода.
Конструкция ПНД-2, ПНД-3, ПНД-4 одинаков. Каждый ПНД имеет регуляторы уровня отвода конденсата. Система слива конденсата из ПНД - 4,3,2 каскадная, а из ПНД-1 конденсат идёт через сифон в конденсатор. Из ПНД-2 конденсат откачивается в конденсатор самотеком через регулятор уровня.
3 поверхностных подогревателя ПВД (ст. №№ 5,6,7) рассчитаны на последовательный подогрев ПВ после деаэраторов до температуры 2340С. Водяная сторона рассчитана на давление ПН не свыше 180 кгссм2. Трубная система ПВД состоит из стальных трубок.
В ПВД установлен: охладитель конденсата греющего пара (расположен внутри подогревателя), регулирующий клапан с электронным регулятором уровня. Система отвода конденсата греющего пара из ПВД - каскадная. При малых нагрузках, когда давление в корпусе ПВД-5 ниже 8 кгсм2 слив автоматически переключается с деаэратора на ПНД-4.
Скорость повышения давления при включении подогревателей высокого давления по пару на работающей под нагрузкой турбине, не должна

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

Подогреватель
Параметры в камерах отборов
Кол-во Отбирае- мого пара

Давление, ата
Температура, [0]С

ПВД-7
38,0
425
22
ПВД-6
22,0
357
18
ПВД-5
13,0
294
16
Деаэратор
13,0
294
11
ПНД-4
6,5
234
-
ПНД-3

3,7

185

21
ПНД-2
1,2
104
2
ПНД-1
0,07
-
-

Подогреватель
Параметры в камерах отборов
Кол-во Отбирае- мого пара

Давление, ата
Температура, [0]С

ПВД-7
38,0
425
22
ПВД-6
22,0
357
18
ПВД-5
13,0
294
16
Деаэратор
13,0
294
11
ПНД-4
6,5
234
-
ПНД-3

3,7

185

21
ПНД-2
1,2
104
2
ПНД-1
0,07
-
-

превышать 0,6 кгсм2мин в случае включения ПВД одновременно с пуском турбины скорость повышения нагрузки турбины.
ПВД имеет групповое защитное устройство, которое отключает подогреватели по пару и направляет питательную воду помимо ПВД. То есть при повышении уровня в любом из ПВД до 920 мм замыкается контакт в приборе указателя уровня ПВД, который дает импульс на открытие электромагнитных клапанов защиты ПВД, на открытие задвижек на линии холодного питания котлов.
Во всех подогревателях установлены водоуказательные стекла и КИПы.
Эжектор производит отсос пара из последних камер лабиринтовых уплотнений в вакуумный охладитель (ПС-50давление в котором порядка 0,94- 0,96 кгссм2. Пар 6 кгссм2 из уравнительной линии деаэраторов 6 кгссм2 является рабочим паром для эжектора.
Из промежуточных лабиринтовых уплотнений пар отсасывается в охладитель вертикального типа, в котором поддерживается давление не более 0,3 ата.
Охладители лабиринтового пара по воде включены в линию основного конденсата.

1.4 Питательные насосы

В турбинном цехе установлены питательные центробежные насосы типа ПЭ-270-150 ст. № 8А,8Б,9А,9Б,10А,10Б предназначенные для питания ПК и 2 насоса типа 5МД-5х7 ст. № 1,2.
Характеристика для питательных насосов ст. № 8Б, 9А, 9Б, 10А:
Производительность - 270 м³ч Давление на напоре - 165 кгссм² Число оборотов - 2980 обмин Мощность - 2000 кВт
Для питательного насоса типа 5МД-5х7: Производительность - 145 м³ч Давление на напоре - 40 кгссм² Мощность - 275 кВт
Число оборотов - 2950 обмин
При кратковременной работе насоса на закрытую задвижку на нагнетании предусмотрена работа через линию рециркуляции (для разгрузки насоса), снабженную задвижкой с электроприводом, обратным клапаном и задвижкой с ручным приводом и дроссельной шайбой, вмонтированной в трубопровод. Расход воды при этом не должен быть ниже 100 тч.
Трёхфазный эд типа АТД-2000 (Nэл.дв. = 2000 кВт, U= 6000 В, I = 220 А, частота вращения n= 2980 обмин) приводит насос во вращение.
Проточная часть корпуса насоса выполнена из крышки всаса, 5-ти секций со стороны всасывания, 4-ех усиленных секций и крышки нагнетания,
- всё это соединяется совместно стя жными шпильками. К крышкам

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

всасывания и нагнетания через сальниковые коробки крепятся корпуса подшипников (кронштейны). Сальниковые коробки устанавливаются в выточки крышек всасывания и нагнетания с постановкой уплотняющих паронитовых прокладок и резиновых колец.
Секции состоят из звеньев с запрессованными и сваренными в них направляющими аппаратами всасывания (обратными каналами), направляющих аппаратов нагнетания, уплотнительных колец и направляющих втулок. Направляющие аппараты лопаточного типа и одинаковы для всех ступеней.
Ротор насоса имеет 10 ступеней. Рабочее колесо 1-ой ступени обладает повышенными антикавитационными качествами, выполнено из нержавеющей стали, девять остальных колес выполнены из чугуна (модифицированный чугун).

2.5 Топливо

В настоящее время на ТЭЦ-1 сжигается энергетический концентрат карагандинского угля со следующими усредненными характеристиками:
а) калорийность - 5385 ккалкг; б) зольность - 24,4%; в) влажность -
8,7%.
Сжигание твердого топлива осуществляется в шести котлах БКЗ-160- 100Ф.
Максимальный часовой расход угля для БКЗ-160-100Ф при 100% его загрузке составляет 22...24 тч при калорийности исходного топлива 4800...5066 ккалкг. При этом, исходя из экологических ограничений, загрузка котлов при работе на угле не превышает 75...82%, и при работе котлов на 100% загрузке в баланс топлива подмешивается природный газ.
Для растопки ПК на станции применяется мазут.
В семи водогрейных котлах ПТВМ-100 в качестве основного топлива сжигается мазут, а также избытки природного газа.
Часовой расход мазута водогрейными котлами составляет 77,4 тч с учетом существующих технических ограничений.

2.6 Водоподготовка и система охлаждения

Водоподготовка

Существующие ВПУ Алматинской ТЭЦ-1 поставляют добавочную воду энергетическим котлам Р=9,8 МПа, подпиточную воду теплосети, работающие по тепловому графику 13270оС при открытой схеме горячего водоснабжения и нагреве воды в СП и ПВК.
Всё водоподготовительное оборудование ТЭЦ-1 включает в себя:
а) ВПУ подпитки энергетических котлов (котлы подпитываются по схеме обратного осмоса и хим.обессоливания. Производительность установки

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

обратного осмоса составляет - 50 м3ч, а обессоливающей установки - 330
м3ч);
б) ВПУ подпитки теплосети (подпитка теплосети осуществляется обработкой подпиточной воды ингибитором отложений минеральных солей (ИОМС). Проектная производительность установки 2200 м3ч);
в) Конденсатоочистка (конденсат очищается натрий-катионированием.
Производительность установки 160 м3ч).
В качестве исходной воды на установки водоподготовки, как и на все техническое водоснабжение ТЭЦ-1, подается артезианская вода питьевого качества из Талгарского водозабора. Показатели качества исходной воды приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 - Показатели качества технической воды

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

№
Показатель
Единицы измерения
1
квартал
2
квартал
3
квартал
4
квартал
Среднее за год
1
Cа++
мг-эквдм[3]
2,70
2,80
2,80
2,80
2,78

мгдм[3]
54,11
56,11
56,11
56,11
55,71
2
Мg++
мг-эквдм[3]
1,60
1,50
1,40
1,50
1,50

мгдм[3]
19,44
18,23
17,01
18,23
18,23
3
Nа+
мг-эквдм[3]
1,17
1,20
1,25
1,13
1,18

мгдм[3]
26,90
27,59
28,74
25,98
27,13

4
Сумма катионов
мг-эквдм3

5,47

5,50

5,45

5,43

5,46
5
CL[-]
мг-эквдм[3]
0,33
0,40
0,31
0,37
0,35

мгдм[3]
11,70
14,18
10,99
13,12
12,41
6
NО2 -
мг-эквдм[3]
отс
отс
отс
отс
отс

мгдм[3]
отс
отс
отс
отс
отс
7
NО3 -
мг-эквдм[3]
0,18
0,19
0,18
0,18
0,18

мгдм[3]
11,16
11,78
11,16
11,16
11,16
8
SО4 --
мг-эквдм[3]
0,60
0,63
0,60
0,60
0,61

мгдм[3]
28,83
30,27
28,83
28,83
29,31
9
HCО3 -
мг-эквдм[3]
3,90
3,80
3,90
3,80
3,85

мгдм[3]
237,86
231,76
237,86
231,76
234,81
10
SiО3[2-]
мг-эквдм[3]
0,46
0,48
0,46
0,48
0,47

мгдм[3]
17,50
18,26
17,50
18,26
17,88

11
Сумма анионов
мг-эквдм3

5,47

5,50

5,45

5,43

5,46

№
Показатель
Единицы измерения
1
квартал
2
квартал
3
квартал
4
квартал
Среднее за год
1
Cа++
мг-эквдм[3]
2,70
2,80
2,80
2,80
2,78

мгдм[3]
54,11
56,11
56,11
56,11
55,71
2
Мg++
мг-эквдм[3]
1,60
1,50
1,40
1,50
1,50

мгдм[3]
19,44
18,23
17,01
18,23
18,23
3
Nа+
мг-эквдм[3]
1,17
1,20
1,25
1,13
1,18

мгдм[3]
26,90
27,59
28,74
25,98
27,13

4
Сумма катионов
мг-эквдм3

5,47

5,50

5,45

5,43

5,46
5
CL[-]
мг-эквдм[3]
0,33
0,40
0,31
0,37
0,35

мгдм[3]
11,70
14,18
10,99
13,12
12,41
6
NО2 -
мг-эквдм[3]
отс
отс
отс
отс
отс

мгдм[3]
отс
отс
отс
отс
отс
7
NО3 -
мг-эквдм[3]
0,18
0,19
0,18
0,18
0,18

мгдм[3]
11,16
11,78
11,16
11,16
11,16
8
SО4 --
мг-эквдм[3]
0,60
0,63
0,60
0,60
0,61

мгдм[3]
28,83
30,27
28,83
28,83
29,31
9
HCО3 -
мг-эквдм[3]
3,90
3,80
3,90
3,80
3,85

мгдм[3]
237,86
231,76
237,86
231,76
234,81
10
SiО3[2-]
мг-эквдм[3]
0,46
0,48
0,46
0,48
0,47

мгдм[3]
17,50
18,26
17,50
18,26
17,88

11
Сумма анионов
мг-эквдм3

5,47

5,50

5,45

5,43

5,46

Продолжение таблицы 1.5

Описание работы схемы

Исходная вода, подогретая в системе оборотного охлаждения из турбинного цеха подается в здание ХВО на Н-катионитные фильтры ступени
№1 (работают как механические фильтры). Далее обрабатываемая вода подается на установки обратного осмоса, затем на Н-катионитные фильтры ступени №2, откуда обрабатываемая вода проходит декарбонизацию и ОН- анионирование.
Первая стадия обработки исходной воды - механическая очистка исходной воды на Н-катионитном фильтре первой ступени № 9. Подача воды составляет 57-73 м3ч, в зависимости от выбранного режима работы. Количество задействованных фильтров: d = 3400 мм - 1 шт.
Вторая стадия обработки воды - обратноосмотическое обессоливание. Установка обратного осмоса ДВС-М150-8-42, состоящая из 42 мембран. Расход исходной воды составляет 57 м3ч, производительность (расход пермеата) - 40 м3ч, расход сточных вод (концентрата) - 17 м3ч.
Количество установок 1 шт.
Вторая установка (концентратор) - установка обратного осмоса ДВС- М150-8-12 используется для обессоливания концентрата после первой ступени обратного осмоса и состоит из 12 мембран. Расход воды на входе в установку составляет 17 м3ч, расход пермеата - 12 м3ч, расход концентрата - 5 м3ч. Количество установок 1 шт.
Третья стадия обработки воды - Н-катионирование.
Обессоленная вода после двух установок обратного осмоса расходом в 50-52 м3ч подается на Н-катионитные фильтры ступени №2. Концентрат после второго блока обратно-осмотического обессоливания с расходом 5 м3ч

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

12
рН

7,00
7,00
7,20
7,10
7,08
13
СО2
мгдм[3]
2,20
2,20
2,20
2,20
2,20
14
Ж
мг-эквдм[3]
4,30
4,30
4,20
4,30
4,28
15
Щ
мг-эквдм[3]
3,90
3,80
3,90
3,80
3,85
16
SiО3 общ.
мгдм[3]
18,48
19,06
18,04
18,26
18,46
17
SiО3 раст.
мгдм[3]
17,50
18,26
17,50
17,96
17,81
18
SiО3 колл.
мгдм[3]
0,98
0,80
0,54
0,30
0,65
19
Fе3+
мкгдм[3]
66,00
46,00
68,00
61,00
60,25
20
Fе2О3.
мкгдм[3]
94,38
65,78
97,24
87,23
86,16
21
Cu2+
мкгдм[3]
4,50
1,50
2,50
3,50
3,00
22
Взвеш. вещ-ва
мгдм[3]
1,20
0,80
0,80
0,60
0,85
23
Сухой остаток
мгдм[3]
319,00
311,00
316,50
316,50
315,75

12
рН

7,00
7,00
7,20
7,10
7,08
13
СО2
мгдм[3]
2,20
2,20
2,20
2,20
2,20
14
Ж
мг-эквдм[3]
4,30
4,30
4,20
4,30
4,28
15
Щ
мг-эквдм[3]
3,90
3,80
3,90
3,80
3,85
16
SiО3 общ.
мгдм[3]
18,48
19,06
18,04
18,26
18,46
17
SiО3 раст.
мгдм[3]
17,50
18,26
17,50
17,96
17,81
18
SiО3 колл.
мгдм[3]
0,98
0,80
0,54
0,30
0,65
19
Fе3+
мкгдм[3]
66,00
46,00
68,00
61,00
60,25
20
Fе2О3.
мкгдм[3]
94,38
65,78
97,24
87,23
86,16
21
Cu2+
мкгдм[3]
4,50
1,50
2,50
3,50
3,00
22
Взвеш. вещ-ва
мгдм[3]
1,20
0,80
0,80
0,60
0,85
23
Сухой остаток
мгдм[3]
319,00
311,00
316,50
316,50
315,75

сбрасывается в канал ГЗУ. Количество Н-катионитных фильтров второй ступени - 1 шт., диаметр d =3400 мм.
Четвертая стадия обработки воды - декарбонизация. Декарбонизатор служит для десорбции из частично-обессоленной воды свободной углекислоты СО2. Декарбонизатор представляет собой стальной цилиндр, заполненный насадкой - кольцами Рашига. Декарбонизатор работает по принципу противотока. Подвод воды в декарбонизатор производится на верхнюю крышку через патрубок. Подача воздуха в декарбонизатор производится снизу. Влаговоздушная смесь из декарбонизатора поступает в брызгоотделитель, откуда вода стекает в декарбонизатор, а газовоздушная смесь выходит в атмосферу. Количество декарбонизаторов - 1 шт., производительностью 125 м3ч.
Стадия обработки воды №5 - ОН-анионирование. Количество анионитных фильтров - диаметром - 3000 мм - 1 шт.

ВПУ подпитки теплосети

В настоящее время на станции реализован проект реконструкции ВПУ подпитки теплосети ТЭЦ-1 №12К0664Р, разработанный ТОО Cаsрiаn Cоntrаctоrs Trust.
Описание работы схемы
Вода из Талгарского водовода является подпитывающей теплосеть ТЭЦ-1. Проводят её 2 водовода d=1000 мм. Далее воду нагревают в конденсаторах турбин № 9,10, а также в теплообменниках оборотной системы, маслоохладителях, и далее подается в хим.цех на установку подпитки ТС.
Оборудование подпитки теплосети ХВО-1 в настоящее время состоит из насосной станции подпиточной сетевой воды, декарбонизаторов, вакуумных деаэраторов, оборудования для дозирования ингибитора отложения минеральных солей (ИОМС-1), двух аккумуляторных баков V=5000 м3, подпиточной насосной, для которой выделено собственное здание.
Система ГВС - открытая. Вода для подпитки открытой системы соответствует требованиям Правил Технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 24 октября 2012 года № 1352. Производительность системы подпитки теплосети составляет 2200 м3ч.

Конденсатоочистка

Для очистки внутристанционных загрязненных конденсатов из дренажных баков и баков низких точек ТЭЦ, а также загрязненных конденсатов с производства имеется конденсатоочистка. Проектная производительность установки 160 м3ч, фактическая до 40 м3ч. Установлено

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

3 Nа-катионитовых фильтра диаметром 3,4 м, загруженных катионитом Вофатит KРS. Установка не работает с 2010г.
Очистные сооружения и схема промстоков
Нефтесодержащие стоки главного корпуса и мазутного хозяйства установлены по следующей схеме: флотаторы, нефтеловушка, механические и угольные фильтры. Отвод очищенных стоков предусматривался в систему ГЗУ в качестве подпитки. Проектная производительность установки 40 тч.
На сегодняшний день в схеме очистки флотаторы, механические и угольные фильтры не находятся в эксплуатации. Нефтеловушка работает в качестве отстойника, куда поступают, в основном, загрязненные стоки бульдозерного парка и стоки с машзала главного корпуса. После отстоя в нефтеловушке стоки подаются в трубопровод осветленной воды ГЗУ.
В оборотной системе охлаждения существуют циркуляционные колодцы, куда поступают незагрязнённые стоки (от охлаждения подшипников и точек для отбора проб). Стоки же замасленные поступают на очистные сооружения, откуда далее идут на подпитку ГЗУ.
Также систему ГЗУ подпитывают стоки, идущие после обмывки поверхностей нагрева котлов, после продувки энергетических котлов и химических промывок оборудования главного корпуса и водогрейной котельной.

Схема охлаждения оборудования и механизмов

Система маслоохлаждения турбин, питательных насосов производится по оборотной схеме с теплообменником. Теплообменником является конденсатор турбины ст. № 7 (не эксплуатируется). Конденсаторы турбин ст.
№ 7, 9, 10 и газоохладители турбин ст. № 8, 9, 10 охлаждаются сырой водой, подпитывающей ТС и котлы.
Технической водой является артезианская вода питьевого качества из Талгарского месторождения.
Цирк. насос, установленный в главном корпусе обеспечивают циркуляцию в контуре.
Техническую воду, используемую на охлаждение, подаёт трубопровод, подключенный к напорному водоводу технической воды цирк. насоса № 7 (Д-
400) производительностью 1500 м3ч, напором 22 м вод. ст.
Сбросной трубопровод технической воды диаметром Ду 350 подключается к перемычке существующих трубопроводов охлаждающей воды.

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

2 Принципиальная тепловая схема АТЭЦ-1

Сырая вода подогревается во встроенных пучках конденсаторов ПТ-60- 9013 (работают круглый год, турбины работают только в теплофикационном режиме). Затем подогревается в подогревателях сырой воды (до 300С) и подается на ХВО.
После ХВО подпиточная вода поступает в вакуумные деаэраторы, греющей средой в которых является прямая сетевая вода, отбираемая после пиковых бойлеров и ПВК. Далее подпиточную воду подают в баки аккумуляторы, или же насосами подают в линию обратной сетевой воды.
Обратную сетевую воду сетевыми насосами подают на основные подогреватели паровых турбин, пиковые подогреватели паровых турбин и общестанционные пиковые бойлеры. Затем повысительными насосами сетевой воды сетевую воду подают на ПВК, откуда по магистралям СВ подаётся в потребителям.
Греющим паром для основных бойлеров является теплофикационный отбор турбин ПТ-60-9013. Греющим паром пиковых бойлеров является производительный отбор турбин ПТ-60-913, противодавление Р-25-9018 и общестанционный коллектор пара 1,5 мПа.
Пар на производство, на собственные нужды станции и мазутное хозяйство подается из общестанционного коллектора 1,5 мПа.
Подпиточная вода котлов проходит двухступенчатую деаэрацию сначала в атмосферном деаэраторе греющего средой 0,12 мПа и в деаэраторе повышенного давления, греющей средой которого, является пар из общестанционного коллектора 0,6 мПа.
Производственный конденсат, конденсат возвращенный из мазутного хозяйства подается в атмосферный деаэратор.
Для обеспечения потребности в паре 1,3 мПа и 0,12 мПа на станции установлены РОУ-10013 и РОУ-131,2.

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

3 Тепловой расчёт

Таблица 3.1 - Режим работы и тепловые нагрузки ТЭЦ-1

ДП.5В071700.ЗО.ПЗ
Лист

Наименование показателей
Единицы
измерения
Значение
показателей
1.
Режим работы ТЭЦ базовый
часгод
6000
2.
Производительность хим водоочистки теплосети
максимальный
ср за зимний период
ср за летний период

м3 ч м3 ч
м3 ч

3200
2500
1750
3.
Расход сырой воды
максимальный
ср. за зимний период
ср. за летний период

кгc
кгc кгc

1500
998
961
4.
Темп. воды в летний период
- сырой исходной воды
0C
0C
0C
0C

15

- сырой воды после нагрева в

20-30

теплофикационных пучках

20-30

- сырой перед хим обраб-й

20-30

- хим. очищенной

5.
Темп. воды в зимний период
- сырой исходной воды
0C
0C
0C
0C

5

- сырой воды после нагрева в

11

теплофикационных пучках

20

сырой перед хим. обра-боткой хим.

20

очищенной

6.
Потенциальная тепловая нагрузка в зимний период
- нагрев сырой воды после теплофикационных пучков
нагрев хим. очищенной воды (до 50-
530С) общая

ГДжч ГДжч ГДжч

189
566-530
755-820
7.
Потенциальная тепловая нагрузка в летний период
- нагрев хим. очищенной воды

ГДжч

373-410
8.
Тепловой потенциал уходящих газов при использовании всего объема
- при использовании части (60%) объема

ГДжч ГДжч

566-629
294-378

Наименование показателей
Единицы
измерения
Значение
показателей
1.
Режим работы ТЭЦ базовый
часгод
6000
2.
Производительность хим водоочистки теплосети
максимальный
ср за зимний период
ср за летний период

м3 ч м3 ч
м3 ч

3200
2500
1750
3.
Расход сырой воды
максимальный
ср. за зимний период
ср. за летний период

кгc
кгc кгc

1500
998
961
4.
Темп. воды в летний период
- сырой исходной воды
0C
0C
0C
0C

15

- сырой воды после нагрева в

20-30

теплофикационных пучках

20-30

- сырой перед хим обраб-й

20-30

- хим. очищенной

5.
Темп. воды в зимний период
- сырой исходной воды
0C
0C
0C
0C

5

- сырой воды после нагрева в

11

теплофикационных пучках

20

сырой перед хим. обра-боткой хим.

20

очищенной

6.
Потенциальная тепловая нагрузка в зимний период
- нагрев сырой воды после теплофикационных пучков
нагрев хим. очищенной воды (до 50-
530С) общая

ГДжч ГДжч ГДжч

189
566-530
755-820
7.
Потенциальная тепловая нагрузка в летний период
- нагрев хим. очищенной воды

ГДжч

373-410
8.
Тепловой потенциал уходящих газов при использовании всего объема
- при использовании части (60%) объема

ГДжч ГДжч

566-629
294-378

Таблица 3.1 - Оборудование тепловой схемы ТЭЦ-1

№

Наименование оборудования

Марка

К

ол- во

Тепло
проив Гкалв

Примечание
1
2
3
4
5
6
1.
Паровой котел №8-13
БКЗ-160-
100Ф
6
98,0

2.
Паровая турбина №8
Р-25-
9013
1
155
Nэ = 25 мВт
3.
Паровая турбина №9,10
ПТ-60-
9013
2
164
Nэ = 60 мВт
4.1
Редукционное охл
устройство
РОУ-
4022
1

G = 75 тч
4.2
Редукционное охл
установка
РОУ-226
1

G = 60 тч
5.
Быстродействующая Редукционная охл
установка
БРОУ- 10013
3

G = 150 тч
6.
Деаэраторы смеши- вающие повышенного
давления
ДСП-225
5

V=72 м3 G = 225
тч
7.
Деаэраторы
Смешивающие атмосферного давления

ДСА-300 ДСА-200

2
1

V=27 м3 G = 300
тч
V=53 м3 G = 200

тч
8.
Конденсаторы №8,9
КСЦ-50-4
2

G = 800 тч схема вкл
последовательная
9.
Насосная (Талгарская)
24 НДН
2

Н = 56 м
вст G = 5000 тч
10.
Насосная (сырой воды)
300Д 90
6

Н = 74 м
вст G = 900 тч
11.
Деаэраторы
ВД-1200
1

G = 1200 тч

Смешивающие
ВД-800
3

G = 800 тч

вакуумные
ВД-400
3

G = 400 тч
12.
Баки запаса деаэрат.
Воды

2

V = 5000 тч
13.
Насосная
(сетевая)
СЭ1250 - 140
СЭ1250 -
... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.