Разработка мер по сокращению разрыва между установленной и располагаемой мощностью АлЭС-ТЭЦ-2

Тип работы: Дипломная работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 79 страниц
В избранное:

Содержание Введение
Глава 1 Описание и оценка состояния АлЭС- ТЭЦ-2 ... ... ... ... ... ...
1.1 Основное оборудование станции ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1.2 Тепловая схема ТЭЦ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
1.3 Газоочистное оборудование ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1.4 Топливное хозяйство ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1.5 Химводоочистка ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
0.6 Система технического водоснабжения ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... .
0.7 Система гидрозолоудаления ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1.8 Электричекая схема ТЭЦ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 1.9 Котельный цех ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .. 1.10Турбинный цех ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... . 1.11Компоновка главного корпуса ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
0.12 Расчет тепловой схемы АТЭЦ-2 ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ...
0.13 Анализ причин разрыва между установленной и располагаемой мощностью АлЭС-ТЭЦ-2 ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Глава 2 Обзор предлагаемых мер по снижению разрыва мощности на ТЭС ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..
0.1. Мероприятия по очистке турбинного масла ... ... ... ... ... ... ... ... .
1.2 Понижение температуры охлаждающей воды, поступающей в конденсатор за счет использования градирен ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.3 Другие меры по снижению разрыва мощности ... ... ... ... ... ... ...
Глава 3 Обоснование предлагаемых мер по снижению разрыва мощности на АлЭС- ТЭЦ-2 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.1 Градирни и современные конструкции оросителей и каплеуловителей
1.2 Предусмотрение установки самостоятельной системы охлаждения для турбоагрегатов ст.№7, 8 с устройством перемычки между существующей и проектируемой оборотными системами
1.3 Расчет и выбор градирен с учетом расширения ТЭЦ-2 III очереди ... ..

Глава 4 Снижение воздействия АлЭС ТЭЦ-2 на окружающую среду ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .
4.1 Расчет шума, создаваемого противоточной вентилляторной градирней
Глава 5 Экономический раздел
1.1 Расчет себестоимости тепловой и эле ктрической энергии для существующего состояния ТЭЦ-2 ... ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... .
1.2 Расчет себестоимости тепловой и электрической энергии после расширения ТЭЦ-2 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...

Заключение ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
Список литературы ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ..

Утвердил

Изм
Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Лит.
Лист
Листов
Руковод.
Н.контр
Рецензент

Выполнил

.
АУЭС, ТЭФ
ТЭС-98-3

у
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ
Введение
Утвердил

Изм
Лист
№ докум.
Подп.
Дата
Лит.
Лист
Листов
Руковод.
Н.контр
Рецензент

Выполнил

.
АУЭС, ТЭФ
ТЭС-98-3

у
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ
Введение
Введение
Проблема энергосбережения в целом, а также в системах производства электрической и тепловой энергии крайне важна и актуальна и отнесена к стратегическим задачам Казахстана [1].
На производство электрической и тепловой энергии в РК затрачивается 35 % всего суммарного потребления первичной энергии.
Так как увеличение выработки электроэнергии в настоящее время производится за счет загрузки существующих тепловых электростанций, то рост потребления топливных ресурсов, и как следствие, удельных затрат, подтверждает имеющиеся проблемы со значительным износом основного оборудования и использованием неэффективных технологий при производстве энергии [2].
Из-за физического износа и выработки паркового ресурса оборудования электростанций, достигающего в РК 60%, разрыв между установленной и располагаемой мощностью достиг 21 тыс. МВт, в 2014 году он увеличится на 5,7 тыс. МВт. За счет реализации проектов по модернизации и реконструкции существующих генерирующих мощностей планируется сократить этот разрыв до 2 тыс. МВт [3,4].
В анализе состояния и перспектив развития мировой энергетики отмечается: Учитывая зависимость многих регионов от угля, производство электроэнергии на его основе останется на достаточно высоком уровне, а повышение эффективности существующих и новых электростанций будет основой задачей в течение ближайших 10-15 лет. Существует огромный потенциал для улучшений. Функционирование при более высокой температуре пара поможет сократить выбросы СО2 от электростанций до 670 граммов на киловатт-час, что на 30% ниже текущих среднемировых показателей [5].
АО АлЭС занимает доминирующее положение по поставкам электроэнергии в регионе и является монопольным поставщиком тепловой энергии, в связи с чем, обеспечивается постоянный рынок сбыта продукции.
Среди стратегических целей и задач АО АлЭС, в частности, названы:
увеличение объемов производства электрической и тепловой энергии за счет снижения разрыва между установленной и располагаемой мощностью и ввода новых мощностей;
инновационное развитие;
проведение политики энергосбережения и энергоэффективности;

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

снижение экологического воздействия на окружающую среду за счет модернизации существующего оборудования, внедрения более эффективных технологий производства энергии и методов очистки дымовых газов [6]. При разработке перспективных балансов мощности с привлечением специалистов - эксплуатационников и проектных организаций должен проводиться анализ причин появления разрывов мощности, возможности их ликвидации или уменьшения в перспективе [7].
Цель настоящей работы состоит в исследовании причин и разработке мер по сокращению разрыва между установленной и располагаемой мощностью АлЭС-ТЭЦ-2, что создаст условия для обеспечения экономичной работы станции на всех режимах работы.
Для достижения поставленной цели в работе решаются следующие задачи:
анализ текущего состояния АлЭС- ТЭЦ-2 (описание станции, расчет схемы, состояние оборудования, существующие проблемы, количественная характеристика разрыва мощностей, его причины);
обзор возможных мер по снижению разрыва мощности по опыту на зарубежных и станциях Казахстана;
предложение и обоснование мер по снижению разрыва мощности на АлЭС- ТЭЦ-2.

Глава 1 Описание и оценка состояния АлЭС- ТЭЦ-2
2.1 Основное оборудование станции
Алматинская ТЭЦ-2 построена в три очереди:
Первая очередь строительства осуществлялась в 1978-1983 годы.
Были введены в эксплуатацию три паровых котла типа БКЗ-420-140-7C и три паровых турбины типа ПТ-80100-13013.
Вторая очередь строительства осуществлялась в 1985-1989 годы.
Введены в эксплуатацию еще четыре паровых котла БКЗ-420-140-7C, одна паровая турбина типа Р-50-13013 и две паровые турбины типа
Т-110120-130-5.
Третья очередь строительство новой бойлерной и 8-го котла идет с 2012 года бойлерная запушена в эксплуатацию к началу 2013 года.
Установленная мощность станции составляет:
электрическая - 510 МВт,
тепловая - 1176 Гкалч.
Располагаемая мощность станции составляет:
электрическая - 410 МВт,
тепловая - 841 Гкалч

3.1 Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Тепловая схема ТЭЦ Для подготовки подпиточной воды тепловых сетей и основного цикла, а также технологических и питьевых нужд, используется вода питьевого качества. Водоснабжение осуществляется от насосной станции № 29 Талгарского подземного водозабора по двум водопроводам Ø 700 мм и двум водопроводам Ø 800 мм с температурой 11-13 С. По трубопроводам диаметром Ø 700 сырая вода поступает к бакам запаса сырой воды 4xV=3000м3, и насосами сырой воды подается на охлаждение конденсаторов в встроенные пучки конденсаторов турбоагрегатов 3xПТ-80100-13013 2x Т- 110120-130-5. Затем, подогреваясь до 30-35[0]С, сырая вода поступает на химводоочистку. После ХВО подпиточная вода направляется в вакуумные деаэраторы 14 штук, греющей средой которых является прямая сетевая вода, отбираемая после пиковых бойлеров.
Предприятия, использующие на технологические нужды пар 1,3 МПа, получают его по шести паропроводам из производственных отборов турбин ст. №1,2,3, противодавления турбины ст. №4 и через РРОУ-1,2,3 от парового котла ст. №1,2,3,4,5,6,7.
Подогрев сетевой воды производится последовательно в основных и пиковых подогревателях.
Схема подачи сетевой воды двухступенчатая. Сетевые насосы второго подъема установлены на первой очереди после пиковых бойлеров, а на второй и третей очереди до пиковых бойлеров.

Обратная сетевая вода сетевыми насосами подается соответственно на основные подогреватели паровых турбин 2x Т-110120-130-5. Пиковые подогреватели паровых турбин и общестанционные пиковые бойлеры. Затем насосами второго подъема сетевой воды сетевая вода по магистралям идет в город в. ТЭЦ-2 работает по тепловому графику с довыработкой электроэнергии в конденсационном режиме.
Тепловая схема ТЭЦ-2 выполнена по секционному принципу с поперечными связями по пару и воде.
Восполнение потерь в цикле ТЭЦ 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 мазутного хозяйства.
ТЭЦ работает в базовом режиме совместно с Западным тепловым комплексом (ЗТК), который работает в пиковом режиме, ТЭЦ-1.
Выдача тепла на ЗТК осуществляется по тепломагистрали из двух труб Dу = 800 и 1000 мм. Выдача тепла на ТЭЦ-1 осуществляется по тепломагистрали Dу = 800 а так же существует обратная магистраль с ТЭЦ-1 Dу = 800. Система горячего водоснабжения открытая. Температурный график отпуска тепла - специальный с максимальной температурой сетевой воды зимой - до 135 [0]С, летом - 70 [0]С.
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Мазутохозяйству АПТС по двум паропроводам Dу=150 мм, с максимальным расчетным расходом тепла 17.6 Гкалч.
3.2 Газоочистное оборудование
Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах ТЭЦ-2 применяются мокрые золоуловители:
на котлах ст. № 1,2,3,4,5,6,7 - скр убберы МВ-ВТИ с предвключенными трубами Вентури.
Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые тубы 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.

4.1 Топливное хозяйство
Тракт топливоподачи состоит из следующих сооружений.
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.
Дробильный корпус, оборудованный двумя молотковыми дробилками типа Д20х20 производительностью по 1000 тч каждая.
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 бункеры с решетками, с помощью качающихся питателей.
Основной тракт топливоподачи, состоящий из ленточных конвейеров 1 и 2 подъема, шириной ленты 1400 мм. На 2 подъеме топливо взвешивается ленточными весами типа ЛТМ. Для предохранения дробилок и мельниц на конвейерах ст. № 2 и № 3 установлены электромагнитные сепараторы: шкивные и подвесные.
Топливоподача в пределах главного корпуса, где производится загрузка бункеров сырого угля с помощью двухсторонних стационарных Лужковых сбрасывателей. В башне пересыпки главного корпуса и на конвейере ст.№2 установлены пробо-отборные установки в комплекте с дробильно- делительными установками.
Для разгрузки неисправных вагонов служит эстакада высотой 3 м, длиной 120 м, оснащенная люкозакрывателями.
Для размораживания, прибывающего на ТЭЦ смерзшегося угля, эксплуатируется двухпутное размораживающее устройство на 20 вагонов.
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Мазутное хозяйство на Алматинской ТЭЦ-2 расчитано на прием восьми 60-ти тонных железнодорожных цистерн, хранение мазута марки "100" и подачу его в котельное отделение на растопку и подсветку котлов, до 45 м3ч, давлением Р = 2.2 МПа, с учетом рециркуляции и состоит из: Сливной железнодорожной эстакады длиной 100 м с приемной емкостью, оснащенной четырьмя погружными насосами.
Склада мазута, состоящего из трех надземных металлических резервуаров по 1000 м3.Мазутонасосной, сблокированной с маслоаппаратной.

4.2 Химводоочистка
Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме 2-х ступенчатого обессоливания с производительностью 140 м3час.
Химводоочистка подпитки теплосети работает по схеме обработки комплексоном ИОМС или подкисления с последующей декарбонизацией. Производительность установки 7000 м3час.

4.3 Система технического водоснабжения
Система технического водоснабжения ТЭЦ - оборотная.
В качестве охладителей используются вентиляторные градирни. Подача охлаждающей воды на конденсаторы происходит под действием естественного напора. Возврат нагретой воды производится с помощью циркуляционных насосов.
На ТЭЦ установлены 6 двухсекционных вентиляторных градирен. Общая площадь орошения составляет 6 х 648 = 3880 м2. Общий расход охлаждаемой воды 6 х 8000 = 48000 м3час.
Вентиляторы, установленные на градирне, изготовлены двумя фирмами. Рабочее колесо вентилятора (ступица с 6-ю лопастями), входящее в состав установки диаметром 10,4 м изготовлено немецкой фирмой Нема и устанавливается непосредственно на вал тихоходного электродвигателя ВАСВ-17-40-52, изготовленного Московским электромеханическим заводом им. Владимира Ильича.
Электродвигатель - асинхронный, трехфазный, закрытого типа для работы на открытом воздухе типа ВАСВ-17-40-52 работает при непрерывном водяном охлаждении:
Номинальная мощность, кВт 200; Напряжение, В 6000; Скорость вращения, обмин 110; КПД, % 84,5;
Расход воды на охлаждение электродвигателя 10 м3ч;
Напор воды на входе 2 м.вод.ст.
По паспортным данным фирмы Нема, вентилятор диаметром 10,4 м при летней эксплуатации обеспечивает:
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Количество воздуха 2,7 млн.м³ (при Т=30ºС =80%, Рб=760 мм.рт.ст.); Скорость вращения 95 обмин.; Потребляемая мощность 200 кВт
4.4 Система гидрозолоудаления[1]
Система гидрозолоудаления ТЭЦ оборотная, гидравлическая, включает в себя 3 багерные насосные станции, стальные золошлакопроводы, водоводы, насосные станции осветленной 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 золоотвал насосами подается через промежуточную емкость на всас насосов. Насосы орошающей воды (HОВ) подают осветленную воду на сопла труб Вентури. На орошение скрубберов, транспорт золы и шлака, охлаждение подается осветленная вода от коллектора насосов НГЗУ.

4.5 Электричеcкая схема ТЭЦ
В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и распределяется на напряжение 110 кВ.

Генераторы ст. № 1,2,3 типа ТВФ-120-2, генераторы ст. № 5,6 типа ТВФ-110-2Е, в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа
ТДЦ-125000110 и генератор ст. № 4 типа ТВФ-63-2Е, в блоке с двухобмоточным трансформатором типа ТДЦ-80000110 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
По проекту котлы БКЗ-420-140-7С АТЭЦ-2 рассчитаны на сжигание Карагандинского промпродукта с характеристикой:

Теплота сгорания, ккалкг
3 880
Зольность, %
38,7
Влага, %
10,0
Выход летучих, %
30,0

Из-за недостатка промпродукта с 1990 года его поставки были прекращены. На сжигание стала поступать смесь борлинского, куучекинского и экибастузского углей.
В соответствии с ПТЭ п.4.3.33 из-за изменения топлива проведены испытания котла лицензированным предприятием РСПП Казэнергоналадка, по результатам которых гарантирована его надежная и взрывобезопасная работа (Теплотехнические испытания головного котла БКЗ-420-140-7с ст.1 Алма-Атинской ТЭЦ-2).
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

В последнее время АТЭЦ-2 сжигает уг ли только экибастузского месторождения. Средняя характеристика сжигаемых углей за 2014 год составила:

Теплота сгорания, ккалкг
4 520
Зольность, %
34
Влага, %
5,5

4.6 Котельный цех
Однобарабанный, вертикально-водотрубный котельный агрегат БКЗ- 420-140-7с с естественной циркуляцией предназначен для сжигания промпродукта углей Карагандинского месторождения.
В качестве резервного топлива может быть использован природный газ Бухарского месторождения.
Завод-изготовитель-Барнаульский кот ельный завод. Котел 7-й модификации спроектирован с учетом сейсмичности места установки.
Расчетные характеристики сжигаемого котлом промпродукта мокрого обогащения Карагандинских углей: А[р]=38,7%;w[р]=10%;С[р]=42,1%;Н[р] =267;S[р]=0,9%; О[р]=4,9%;N[р]=0,7%;О[р]н=3880Ккал Кг;V[г]=30%.
В последнее время на котлах сжигают ся угли Экибастузского и Карагандинского месторождений разных разрезов.
Основные характеристики: а Экибастузкого угля:
Теплота сгорания -Q[P]н = 4125 - 4560 ккалкг Влажность - Wр = 4,9 - 7,5 %
Зольность - Ар = до 40,6 % б Карагандинского угля:
Теплота сгорания -Q[P]н = 4100 - 4400 ккалкг Влажность - Wр = 2,8 - 5,2 %
Зольность - Ар = до 43 %
Общий выход летучих - Vр ~ 30 %. 1.2.Краткая характеристика котла
паропроизводительность -420Тч
-видимое теплонапряжение в топке -103,5х
-10[3]Ккалм[3]ч.
-давление в барабане котла -159Кгссм[2].
-давление перегретого пара -140Кгссм[2].
Расход концентрата на впрыск -12,7Тч
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

-температура перегретого пара -560[о]С. -температура питательной воды -210[о]С.
(заводом допускается п.в.=160[о]С с паровой нагрузкой не более 89% номинала
- 373,8Тч при номинальных параметрах пара).
-температура уходящих газов -128[о]С.
-температура ядра факела -1922[о]С.
-температура на выходе из топки -1079[о]С.
-температура воздуха за IIст. ТВП -343[о]С.
-температура холодного воздуха -30[о]С.
температура воздуха за I ст. ТВП -210[о]С. температура питательной воды за Iст. ВЭ -234[о]С.
-температура питательной воды за II ст. ВЭ -310[о]С.
-температура пара за I ст.ПП -378[о]С.
-температура пара за ПП-I -396[о]С. ШПП-П _433[о]С; ПП-Ш - 501[о]С;ПП-IУ - 560[о]С.
-поверхность стен топочной камеры и ширм -1961м2.
-поверхность нагрева пароперегревателя (ПП) -3168м2
-то же водяного экономайзера (ВЭ) -4150м2.
-то же воздухоподогревателя (ПВП) -26838м2.
-ширина котла по осям колонн -19,5м.
-глубина котла по осям колонн -20м.

-высота котла -42м.
-полный вес металла котла -2580 т
-вес металла под давлением -868 т

.1 Турбинный цех
1.10.1 Турбина ПТ-80100-13013
Турбина паровая типа ПТ-80100-13013 конденсационная с двумя регулируемыми отборами пара -- производственным и 2-х ступенчатым теплофикационным отбором, номинальная мощность 80 Мвт. Турбина представляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат и предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТВФ-120-2 мощностью 120 Мвт.
Свежий пар от котла подается к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан АЗВ (автоматический затвор) или стопорный клапан, откуда по четырем перепускным трубам через РК (регулирующие клапана) поступает в ЦВД. Паровпуск в обоих цилиндрах, расположен со стороны среднего подшипника, что снижает осевые усилия на упорный подшипник.
Турбина имеет сопловое парораспределение. Парораспределение части высокого давления состоит из четырех регулирующих клапанов, расположенных в паровых коробках, которые приварены к корпусам передней части ЦВД, подающих пар на лопатки регулирующей ступени и пятого перегрузочного клапана, перепускающего пар из камеры регулирующей ступени в камеру за четвертой ступенью при режиме расхода пара в ЦВД свыше 415 тчас.
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

ЦВД литой конструкции из жаропрочной стали. Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней давления. На выходе из ЦВД часть пара идет в регулируемый производственный отбор, остальная часть направляется в ЦНД. Давление в камере производственного отбора поддерживается четырьмя регулирующими клапанами, расположенными в передней части ЦНД. Из ЦВД пар по четырем перепускным трубам поступает к паровым коробкам, регулирующих клапанов ЦНД. Передняя часть ЦНД выполнена из литой высококачественной углеводистой стали. Выхлопная часть ЦНД сварная.
Проточная часть ЦНД состоит из четырех частей:
Первая ЧСД -- до верхнего теплофикационного отбора -- имеет одну регулирующую ступень и 7 ступеней давления. Вторая -- между теплофикационными отборами -- промежуточный отсек -- имеет две ступени давления. Третья ЧНД -- часть низкого давления -- имеет одну регулирующую ступень и две ступени давления.
Давление теплофикационных отборов регулируется одной поворотной диафрагмой, расположенной перед ЧНД.
Ротор высокого давления (РВД) цельн окованый, а ротор низкого давления (РНД) состоит из десяти цельнокованых дисков и трех насадных.
РВД и РНД гибкие, между собой и ротором генератора соединены жесткими муфтами и имеют один общий упорный подшипник.
Вращение ротора по часовой стрелке, если смотреть со стороны переднего подшипника.
Фикс-пункт турбины расположен на задней фундаментной раме ЦНД, расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.

Основные параметры турбины:
Номинальная мощность 80 000 Квт.
Частота вращения ротора 3000 обмин. Турбина рассчитана для работы при следующих параметрах пара: абсолютное давление свежего пара перед АЗВ -- 130 кгссм[2]; температура свежего пара перед АЗВ -- 555[0]С.
Количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор -- 8000 м3час, при расчетной температуре на входе в конденсатор 20 [о]С. Максимальный расход пара на турбину при номинальных параметрах составляет -- 470 тчас.
Максимальный расход пара в конденсатор -- 220 тчас.
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Минимальный расчетный пропуск пара в ЧНД при закрытой поворотной диафрагме примерно 10 тчас. Давление пара регулируемого отбора 13 3 кгссм2 (абс.). Давление пара регулируемого теплофикационного отбора верхний -- 0,5 3,5 кгссм[2] (абс.).
нижний -- 0,3 1,0 кгссм[2] (абс.).

1.10.2 Турбина Т-110120-130-5
Турбина представляет собой трехцилиндровый одновальный агрегат, состоящий из ЦВД, ЦСД, ЦНД. Общее число ступеней - 27.
Основные параметры турбины Т-110120-130-5
Мощность номинальная, МВт 110
Мощность максимальная, МВт 120
Давление свежего пара (абс.), кгссм2 (МПа) 130 (12,75)
Температура свежего пара, оС 555
Тепловая нагрузка, Гкалч
номинальная (суммарная по обеим отборам) 175
максимальная (при использования тепла пара, поступающего в конденсатор)
184
Расход свежего пара, тч
-номинальный 480
-максимальный 485
-на конденсационном режиме при номинальной мощности 398
-на конденсационном режиме при максимальной мощности 437
Частота вращения ротора, обмин 3000 Номинальный расход охлаждающей воды, проходящий через конденсаторы, м3ч 16000
Номинальная температура охлаждающей воды на входе в конденсаторы, оС 20
Расчетное абсолютное давление в конденсаторе на конденсационном режиме при номинальной мощности, кгссм2 (МПа) 0,057 (0,0056)

1.10.3 Турбина Р-50-13013.
Турбина представляет собой одноцилиндровый агрегат с одновенечной регулирующей ступенью и 16-ю ступенями давления.
Ротор турбины цельнокованый, расчетная критическая частота вращения составляет 1790 обмин, с ротором генератора соединяется жесткой муфтой. Турбина имеет сопловое парораспределение. Свежий пар подводится к отдельно стоящей паровой коробке, в которой расположен клапан автоматического затвора, откуда пар по перепускным трубам поступает к четырем регулирующим клапанам, расположенным в паровых коробках, вваренных в переднюю часть цилиндра и перепускному клапану за 4-ую ступень.
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Фикспункт турбины расположен на раме заднего подшипника со стороны турбогенератора, и тепловое расширение турбины происходит в сторону переднего подшипника.
.2 Компоновка главного корпуса
В объёмно-планировочном решении главный корпус выполнен в заглубленном варианте и спроектирован для установки трех турбоагрегатов типа ПТ - 80100 - 13013 ЛМЗ с ТВФ 120 - 2, одного Р - 50 - 3013 ЛМЗ с ТВФ 63 - 2УЗ, двух Т - 110120 - 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 12м 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 5010 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 машзала размещены фундаменты турбогенераторов, конденсаторы, питательные, конденсатные и дренажные насосы, пусковые и резервные электрические маслонасосы, насосы охлаждающей воды конденсаторов, регенеративные и сетевые подогреватели.
Турбины и генераторы 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 + 0,15 м.
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.
Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

В кармане (ряд а-А) размещены насосы сырой воды СЭ-1250 - 70 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-20002590730 и мельничные вентиляторы ВГДН - 15 = 900
на отметке 0,15м питатели сырого угля
на отметке +12,50 м 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 +10,00 м и сплошной стеной по ряду Г (отметка +10,00 до +20,00 м).
В котельном цехе расположены котлы БКЗ - 420 - 140 - 7С от - 12,00 до
+20,40 м. На отметке - 12,00 м (зольное помещение) расположено оборудование гидрозолоудаления (ГЗУ) и дутьевые вентиляторы ДН - 26 - ГМ, 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 - 26х2-0,65 установлены вне главного корпуса открыт, за рядом Е. Со стороны постоянного и временного торцов и в осях 24 - 25 главного корпуса предусмотрены монтажно-ремонтные площадки с автомобильными въездами [8].
16.1 Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Расчет тепловой схемы АТЭЦ-2 16.1.1 Тепловые нагрузки ТЭЦ
По данным ТОО "Алматыэнерго" и ТОО "Алматинский тепловые сети" максимальная тепловая нагрузка АТЭЦ-2 составляет Qmax=1065 Гкалч, из них нагрузка горячего водоснабжения Qгвс =195 Гкалч,, нагрузка отопления и вентиляции Qот =870 Гкалч.
Климатологические данные для г. Алматы Температура наружного воздуха:
Расчетная отопления t [p]H= -25 С
H
H
Средняя холодная месяца t [xм] = -7,4 С Средняя отопительного периода t [ср]H = -2,1 С
Средняя летнего периода t = +20 С [9] Расчет тепловых нагрузок по режимам:
1-режим, максимально-зимний

Тепловая мощность основного оборудования Теплофикационных отборов турбин
3хПТ-80100-13013, Q[пт]отб =3х80=240 Гкалч
2хТ-110120-130, Q[т]отб =2х175=350 Гкалч
Суммарная мощность отборов
Qотб= Q[пт]отб+ Q[т]отб =240+350=590 Гкалч Мощность пиковых бойлеров
ПТ-80100-130, Q[пт]пб =3х Q[пт]пб =3х 130=390 Гкалч Р-50-130, Q[р]пб =230 Гкалч
Суммарная мощность пиковых бойлеров

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

ПТ-80100-130, Q[пт]пб =3х Q[пт]пб =3х 130=390 Гкалч Р-50-130, Q[р]пб =230 Гкалч Суммарная мощность пиковых бойлеров
Qпб= Q[пт]пб + Q[р]пб=390+230=620 Гкалч
Для г. Алматы по нормам рекомендуется коэффициент теплофикации
тэц=0,5 0,55
Расчетный коэффициент теплофикации
тэц= Qотб Q1 =0,52 Нагрузка отборов турбин
Qотб= тэц Q[1] =0,52х1065=554 Гкалч Пиковая нагрузка АТЭЦ-2
Qпик= Q[1] - Qотб =1065-554=551 Гкалч Данные по тепловым нагрузкам сведем в таблицу 1.1.

Таблица1 - Сводная таблица тепловых нагрузок

№
пп
Наименование
потребителя
Обозна-
чение
Един.
Режимы

1
11
111
1V
1
Отопление и
вентиляция
Qот
Гкалч
870
513
405
-
2
Горячего
водоснабжения
Qгвс
Гкалч
195
195
195
195
3
Итого по ТЭЦ
Q
Гкалч
1065
708
600
195
4
Основные
сетевые подогреватели
Qосп
Гкалч
554
554
554
195
5
Пиковые
сетевые подогреватели
Qпб
Гкалч
511
154
46
-
1.3.1 Определение расходов пара на собственные нужды ТЭЦ
a) Расход пара на мазутохозяйство
На АТЭЦ-2 мазут используется как растопочное топливо. Теплотворная способность мазута
Q[р]н= 38940 кДжкг

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Расход мазута на растопку энергетических котлов

В
В
эк расч
= Dрасч
hпл
Q p
hпв 252 3480 994 17.68т ч ,
38940 0.91

H 'r
где количество пара от двух растапл иваемых котлов с 30
производительностью [ , определяется как

Dраст =
30 2 Dка 30 3 420 252 тч

100 100
энтальпия пара и воды [3]:
h пп=3480 кДжкг при Р=140ата, t = 545 С hпв=994кДжкг при tпв =230 С , Рпв =175ата
Расход пара на слив мазута из жд цистерн Dсл = n (0,636-0,0106 tнв),тн
где n =5 число цистерн в одной ставке слива мазута, tнв-температура наружного воздуха.
Расчет ведем по режимам: D[1]сл =5(0,636-0,0106 (-25))=4,5 тч
D[11]сл =5(0,636-0,0106 (-7.4))= 3,6 тч
D[111]сл =5(0,636-0,0106 (-2,1))= 3,3 тч
D[1V]сл =5(0,636-0,0106 (-20))= 2,1 тч
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] .
D[1]под =0,876-0,0146 ( tнв); тч
Расход пара на три резервуара: Dпод = n ( 0,876-0,0146 ( tнв); тч
Расчет по режимам:
D[1]под =3 ( 0,876-0,0146 (-25)=3,7 тч
D[11]под =3 ( 0,876-0,0146 (-7,4)=3,0 тч
D[111]под =3 ( 0,876-0,0146 (-2,1)=2,7 тч
D[1V]под =3 ( 0,876-0,0146 (-20)=1,8 тч
Расход пара на разогрев при транспортировке мазута Dраз = 0,0665 В[эк]раст= 0,0665 17,68=1,2 тч ,

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

раст
раст
где расход мазута на котлы В[эк] = 17,68 тч. Полный расход пара на мазутохозяйство Dмх = Dсл +Dпод +Dраз, тч Расчет по режимам:
D[1]мх = 4,5+ 3,7+1,2 = 9,4 тч
мх
мх
D[11] = 3,6+3,0+1,2 = 7,8 тч мх
мх
D[111] =3,3+2,7+1,2 = 7,2 тч сл
сл
D[1V] = 2,1+1,8+1,2 = 5,1 тч б) Расход сырой воды на ХВО Gсв=1,25(Gут +Gтс под+Gпот мх Gв сеч); тч
где утечки пара при его выработке энергетическими котлами Gут=0,02 D[1]к =0,02 2884=57 тч,
где расход пара на турбины от котлов ТЭЦ
D[1]к=1,03(nпт D[пт]мах +D[р]мах +nт D[т]мах) = 1,03(3 470+420+2 485)=2884 тч Расход воды на подпитку теплосети

G тс под=Gсет. воды
Q1
(tпм tов

)Св
1065 10[3]
150 30 1

8875т ч ,

где температуры воды в подающей магистрали tпм =150 С , температура подпиточной воды теплосети
tов =30 С.
Потери пара на мазутохозяйстве G[пот] мх= 0,2 Dмх =0,2 9,4=1,8 тч
Количество продуваемой воды из РНП
Расход воды на продувку котлов
G прод =0,01 D [1]к = 0,01 2884=28,8 тч
Расход пара из РНП:

D сеп = G прод
hпрод сеп

h
h
в сеп
28,8

1573 0,98 671

12,0т ч ,

h
h
п сеп в сеп
2756 671

h
h
где энтальпия воды в барабане h прод =1573 кДжкг, энтальпия пара Р=0,6 мПа, h [п]сеп =2756 кДжкг, энтальпия воды из РНП h [п]сеп =671 кДжкг. Тепло отданное продувкой в теплообменнике G[в] сеч= G прод - Dсеп=28,812,0=16,8 тч

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Расход сырой воды на ХВО G св=1,25 (57+8875+1,8+16,8) =11188 тч
в) Расчет деаэратора подпитки цикла
G[цикла] подл= G[в] сеч + G ут +G[пот] мх+( Dмх - G[пот] мх)=16,8+57+1,8+(9,4-1,8) =83,2 тч

Температура воды в деаэраторе

д бак
д бак
По значению t [в] и температура воды в деаэраторном баке t[в] = 43 С находим коэффициент k = 4,6 10[-3]. Расход пара из эжектора в ДСВ
D [д1]п = G[цикла] подл k 10[-3] = 83,2 4,6 10[-3]=0,38 тч Расход пара на эжекторы
D [эж]п = U D [д1]п = 0,3 0,38 = 0,12 тч Суммарный расход пара
D [1]эж = D [эж]п + D [д1]п = 0,12+ 0,38 = 0,5 тч
г) Расход сетевой воды для подогрева подпиточной воды теплосети в ДВС тсети
G [тс] (h[1] h ) 8875(167 159)

G сет.в подп д подп
221т ч

д
д
hсв
h[1]

482 167
где энтальпии:
д
д
перегретой воды h [1] = 167 кДжкг подпиточной воды h под= 159 кДжкг сетевой воды h св= 482 кДжкг

Данные расчета сводятся в таблице 2

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Изм
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Лист
ДП - 5В071700 - 2013 - ДО(ЗО) - ПЗ

Таблица 2 - Сводная таблица тепловых нагрузок внешних потребителей и СН АТЭЦ-2 №
пп
Наименование величин
Обозна-
чение
Един.
Режимы

1
11
111
1V
I
Нагрузка по пару 13 ата:

1
Пар 13 ата на пиковые
бойлера
DпПБ
тч
698
210
63

2
Расход пара 13 ата на
мазутохозяйство
Dпмх
тч
9.4
7,8
7.2
5.1
3
Расход пара 13 ата на эжекторы вакуумного
деаэратора
Dпэж
тч
0.5
0,5
0,5
0,5
4
Расход пара 13 ата на
подогрев подпиточной воды
Dппод
тч
7,7
7,7
7,7
7,7
5
Итого:
DпПБ
Qп
тч
Гкалч
715,6
524
226
166
78,4
57
13,3
9,7
I I
Нагрузка по пару 1,2 ата:

1
На основные сетевые
подогреватели
Qосп
Гкалч
554
554
554
554
2
На подогреватели сырой
воды
Qсв
Гкалч
36
36
36
36

Итого:
Всего:
Q
Q
Гкалч Гкалч
590
1114
590
756
590
647
225
234,7

Таблица 3 - Сводная таблица покрытия тепловых нагрузок АТЭЦ-2

Источник покрытия нагрузок
I-режим
II-режим
III-режим
IV-режим

Нагрузка П- отбора Гкалч
Нагрузка Т- отбора Гкалч
Расход острого пара
Электрическая мощность
Нагрузка П- отбора Гкалч
Нагрузка Т- отбора Гкалч
Расход острого пара
Электрическая мощность
Нагрузка П- отбора Гкалч
Нагрузка Т- отбора Гкалч
Расход острого пара
Электрическая мощность
Нагрузка П- отбора Гкалч
Нагрузка Т- отбора Гкалч
Расход острого пара
Электрическая мощность
1. Тепловые нагрузки
требующие покрытия
524
590
2640
508
166
590
2340
500
57
590
2110
460
9,7
225
820
190
2.Покрытие нагрузок:
ТГ.№1,ПТ-80100-130
98
80
430
80
-
80
380
80
57
80
410
80
9,7
50
350
80
ТГ.№2,ПТ-80100-130
98
80
430
80
-
80
380
80
-
80
380
80
-
-
-
-
ТГ.№3,ПТ-80100-130
98
80
430
80
-
80
380
80
-
80
380
80
-
-
-
-
ТГ.№ 4, Р50-130
230
-
410
48
166
-
260
40
-
-
-
-
-
-
-
-
ТГ.№ 5, Т-110-130
-
175
470
110
-
175
470
110
-
175
470
110
-
175
470
110
ТГ.№ 6, ... продолжение

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