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

        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

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