Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 с повышением температуры сетевой воды

Вывод по диплому.doc

В дипломной работе необходимо было рассмотреть и составить проект системы
оборотного водоснабжения нефтеперерабатывающего завода.При проектировании
системы оборотного водоснабжения необходимо организовать водно-химический
режим предприятия чтобы оптимизировать работу теплообменного
оборудования.При организации водно-химического режима завода в дипломном
проекте был проведен ряд расчетных экспериментов по определению пересыщения
исходной воды по основным накипеобразователям толщины отложений и
интенсивности накипеобразования в зависимости от скорости течения воды и
температуры подогрева. На основе полученных результатов был предложен
новый более эффективный по сравнению с ранее известными ингибитор
коррозии и накипи Хеламин. Также был рассмотрен вопрос о методах борьбы с
биологическими обрастаниями.
Расчетные эксперименты показали что изначально пересыщения исходной воды
по основным накипеобразователям при температуре окружающей среды нет. При
повышении температуры оборотной воды происходит интенсификация процесса
накипеобразования и образование твердой фазы: пересыщение воды по карбонату
кальция начинается с 40 С и составляет 002 гм3 с увеличением температуры
подогрева величина пересыщения увеличивается и уже при температуре 100 С
составляет 0106 гм3. Произведенные расчеты толщины отложений показывают
что при скорости течения воды 1 мс и температуре 40 С на теплообменных
поверхностях за 2 недели образуется слой накипи толщиной 97*10(-3) мм за
год толщина накипи увеличивается до 025 мм.
С целью определения оптимальной дозы реагента Хеламин и влияния температуры
на эффективность ингибирования были проведены экспериментальные
исследования в которых рассматривались различные дозы реагента Хеламин.
Для проведения экспериментов использовался имитат иртышской воды с заведомо
ухудшенными характеристиками и подогрев производился до температур 90 и 100
С которые значительно выше температур технологического процесса. Контроль
процесса накипеобразования проводился по показателям общей жесткости и
щелочности. Результаты опытов показали что наиболее оптимальной является
концентрация Хеламина равная 05 мгл.
Для борьбы с биологическими обрастаниями в охлаждающих системах
предприятия был предложен реагент Вестсайд 12Е как наиболее эффективный
против сульфатовосстанавливающих и илообразующих бактерий которые
присутствуют практически во всех оборотных системах охлаждения.
Дозирование реагента Вестсайд 12Е колеблется от 03 до 10 мгл в
зависимости от степени загрязнения и метода обработки.
С экономической точки зрения применение реагента Хеламин более
целесообразно по сравнению с ранее применяемыми реагентами т.к. Хеламин
имеет ряд следующих преимуществ:
) Хеламин является высоко эффективным ингибитором карбоната кальция.
) Сокращает реагентное хозяйство.
) Увеличиваются сроки межпромывочного и межремонтного периодов.
) Применение Хеламина сокращает затраты на приобретения реагентов.
Экономия средств составляет 8043750 тенге в год.
По сравнению с известными реагентами которые являются опасными для
здоровья человека химикатами Хеламин относится к малоопасным веществам
что упрощает условия труда и безопасность жизнедеятельности
производственного персонала.

экономика.doc

В проекте предполагается использование ингибитора СК – 110 для
коррекционной обработки воды с целью предупреждения образования
накипи на поверхностях нагрева в пиковых бойлерах станции внутренних
поверхностях стенок трубопроводов и оборудования в системах
теплоснабжения и ГВС.
собственных средств.
Бизнес-план составлен для оценки перспективы использования реагента
СК – 110 для повышения температуры сетевой воды до 1450С с целью
уменьшения её догрева на Западном тепловом комплексе (ЗТК) и экономии
затрат на топливо в целом по АПК путём сокращения расхода мазута.
Изменение водно-химического режима (ВХР) на АТЭЦ – 2 позволит
повысить температуру сетевой воды не допуская отложений на стенках
поверхностей нагрева
С технической точки зрения реализация проекта не представляет
трудностей т.к. не производится монтаж и установка дополнительного
оборудования нет реконструкции существующей схемы работа
осуществляется без привлечения дополнительного персонала.
Основными потребителями тепловой энергии АПК ТЭЦ – 2 в настоящее
комунально-бытовой сектор города
организации и предприятия
Дополнительный отпуск тепла за счёт увеличения температуры сетевой
воды ведёт к снижению затрат в целом по АПК за счёт снижения расхода
более дорогостоящего мазута по сравнению с углем.
В настоящее время реагент СК – 110 доставляется автотранспортом. В
дальнейшем при увеличении поставок и доставкой его ж.д. транспортом в
цистернах произойдёт снижение затрат на него.
Потребность региона в тепловой энергии стабильна и в ближайшем
будущем намечается увеличение её потребления. Производство и отпуск
рассчитаны на внутренний рынок.
Изменение водно-химического режима (ВХР) производится на пиковых
бойлерах в турбинном цехе (ТЦ) по существующей схеме узла дозирования
Непосредственные участники проекта
Экологический фонд «Вода Евразии» г. Екатеринбург
Работа выполняется без привлечения дополнительного персонала
оперативным персоналом турбинного цеха.
Экономические расчёты выполненные в проекте позволяют найти
оптимальные решения технических вопросов а технико-экономические
показатели оценить проект установить его соответствие современным
с = 1 ккалкг*К – теплоёмкость воды;
G = 3804 тчас – расход сетевой воды за отопительный период 2001-2002 г.
(по данным ТЭЦ – 2);
t1 = 1280C – фактическая температура сетевой воды до испытаний;
t2 = 1350C – температура сетевой воды в 1-й период испытаний;
t3 = 1450C – температура сетевой воды в 1-й период испытаний;
Определение отпуска тепла от ТЭЦ при повышении температуры сетевой воды до:
а) 1350С: (без изменения водно-химического режима)
2 – количество дней в отопительном сезоне;
– количество часов в сутках;
Q – удельный расход тепла за 1 час;
б) 1450С: (с применением реагента СК – 110)
Определение экономического эффекта от увеличения температуры сетевой воды
Дополнительный расход угля на ТЭЦ при 1-м этапе испытаний:
Стоимость угля включая жд тариф:
сугл. = Gугл.* Ц = 26899 * 1290 = 34700000 тенге.
Ц = 1290 тнг. – цена 1 тонны угля;
Экономия мазута на Западном тепловом комплексе при 1-м этапе испытаний:
Стоимость мазута включая жд тариф:
смаз. = Gмаз.* Ц = 116544 * 11796 = 1374753024 тенге.
Ц = 11796 тнг. – цена 1 тонны мазута;
Экономический эффект составит:
Э = смаз. – сугл. = 1374753024 – 34700000 = 1027753024 тенге [pic]
Дополнительный расход угля на ТЭЦ при 2-м этапе испытаний:
сугл. = Gугл.* Ц = 65326 * 1290 = 84270540 тенге.
Экономия мазута на Западном тепловом комплексе при 2-м этапе испытаний:
смаз. = Gмаз.* Ц = 283056 * 11796 = 3338691427 тенге.
Э = смаз. – сугл. = 3338691427 – 84270540 = 2495986027 тенге [pic]
При повышении температуры сетевой воды до 1350С используется водно-
химический режим только с подкислением ИОМСом а при дальнейшем увеличении
температуры (135 – 1450С) раствор реагента смешивается в процентном
соотношении с комплексоном СК – 110 (см. ниже «содержание раствора в %»).
Концентрация раствора в сетевой воде составляет – 08 мгл;
Содержание раствора:
ИОМС (70 %) = 056 гм3
СК – 110 (30 %) = 024 гм3
Стоимость реагентов с учётом доставки:
ИОМС = 480 тыс.тенгетонну
СК – 110 = 730 тыс.тенгетонну
Для определения количественного расхода реагентов затрат на их
приобретение и использование при прохождении разных температурных режимов
находим расход сетевой воды за отопительный период по формуле:
G = 3804 * 24 * 182 = 16616 тыс.м3
где 3804 – расход сетевой воды (м3ч)
– число часов в сутках
2 – число дней за отопительный период
Затраты на реагент ИОМС без применения СК – 110 (подогрев сетевой воды
З1 = G * С * Ц = 16616 * 08 * 048 = 6380 тыс.тенге
где G - расход сетевой воды за отопительный период;
С – концентрация раствора (мгл)
Ц – стоимость ИОМСа (тенгеграмм)
Затраты на реагенты с применением комбинированного раствора (ИОМС +
СК – 110) (подогрев сетевой воды производится от 1350С до 1450С):
З2 = G * (С1 * Ц1 + С2 * Ц2) = 16616 * (024 * 073 + 056 * 048) =
С1 - концентрация раствора ИОМСа гм3
Ц1 - стоимость ИОМСа (тенгеграмм)
С2 - концентрация раствора СК – 110 гм3
Ц2 - стоимость СК – 110 (тенгеграмм)
Расчёт увеличения затрат на хим.реагенты при использовании
комбинированного раствора (ИОМС + СК –110):
Зх.р. = З2 – З1 = 7377 – 6380 = 997 тыс.тенге.
Чистая прибыль получаемая АПК от внедрения проекта:
П = Э – Зх.р. = 249598 – 997 = 248601тыс.тенге ( 1603877
где Э – экономический эффект от внедрения проекта без учёта стоимости
Расчёт точки безубыточности проекта
Определение затрат на тепловую энергию за отопительный период:
Зтэ = Qт * Стэ = 2243143 * 6285 = 1409815 тыс.тенге
85 – себестоимость тепловой энергии (тенгеГкал)
Переменные затраты составят:
Зпер. = 1921* 2243143 * 2127 = 916541 тыс.тенге
где 1921 – удельный расход условного топлива на отпуск тепловой
27 – цена 1-й тонны условного топлива (тенге)
Постоянные затраты составят:
Зпост. = Зтэ - Зпер. = 1409815 – 916541 = 493274 тыс.тенге
Пр = 248601 тыс.тенге
Выручка от реализации:
В.р. = Зпер. + Зпост. + Пр = 248601 + 493274 + 916541 = 1673038
Sпокр. = В.р. - Зпер. = 1673038 – 916541 = 756497 тыс.тенге
Коэффициент покрытия:
R’ = Зпост. К = 493274 045 = 1096164 тыс.тенге
Значение запаса прочности показывает что если в силу изменения
диспетчерского задания по отпуску тепла более чем на 34% станция будет
работать по невыгодному режиму с убытком.

БЖД2.doc

7 Безопасность жизнедеятельности
1 Краткое описание электростанции
Алматинская ТЭЦ-2 построена в две очереди:
очередь строительства осуществлялась в 1978-1983 годы.
Были введены в эксплуатацию три паровых котла типа БКЗ-420-140-7С и
три паровых турбины типа ПТ-80100-13013.
очередь строительства осуществлялась в 1985-1989 годы.
Введены в эксплуатацию еще четыре паровых котла БКЗ-420-140-7Содна
паровая турбина типа Р-50-13013 и две паровые турбины типа Т-110120-130-
На начало 2001 года установленная мощность станции составила:
- электрическая - 510 Мвт
- тепловая - 1176 Гкаллч
Располагаемая мощность составила:
- электрическая - 410 Мвт
- тепловая - 768 Гкаллч
Максимальная тепловая нагрузка составила 734 Гкаллч.
Причиной разрыва установленной и располагаемой мощности является
дефицит паропроизводительности котлов работающих на непроектном топливе.
Кроме того из-за отсутствия потребителя пара 13 МПа турбина Р-50-13013
ст. № 4 недовырабатывает электроэнергию.
Выработка электроэнергии в конденсатном режиме особенно в летний
период ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и
неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.
1.1 Газоочистное оборудование
Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах станции
применяются мокрые золоуловители скрубберы МВ-ВТИ с предвключенными
Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой
9 м диаметром устья 60 и 66 м. К трубе № 1 подключены котлы ст. №
34 к трубе № 2 котлы ст. № 567.
Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме 2-ступенчатого
обессоливания с производительностью 140 м3час.
Химводоочистка подпитки теплосети работает по схеме обработки
комплексоном ИОМС или подкисления с последующей декарбонизацией.
Производительность установки 7000 м3час.
На АТЭЦ-2 ежемесячно каждый третий вторник проводится день техники
безопасности цель которого является выявление нарушений техники
безопасности В его проведении в течении года принимают участия все
руководители станции начальники цехов их заместители начальники
Проводятся следующие комиссионные проверки:
Топливно - транспортный и котельный цех – на предмет наличия отложений
Помещения аккумуляторных батарей электрического цеха.
Компрессорной станции при котельном цехе.
Комплексная проверка турбинного цеха.
Комплексная проверка котельного цеха.
Комплексная проверка химического цеха.
Комплексная проверка электрического цеха.
Комплексная проверка топливо – транспортного цеха.
Проводятся также ночные обходы и внезапные проверки состояния ТБ и
охраны труда на рабочих местах руководством станции цехов инспекцией
станции. По результатам обходов и проверок составляют приказы по станции
или выдаются предписания руководителям цехов где было обнаружено
На АТЭЦ-2 действует кабинет техники безопасности в котором
Тренажер для обучения персонала правилам реанимации при поражении
электрическим током и при других случаях остановки сердца
Уголок противопожарной безопасности с выставкой разных видов
Видеоаппаратура для просмотра учебных видеофильмов.
Кроме того кабинет техники безопасности используется в качестве
учебного класса для обучения работе с электрифицированным оборудованием.
2.1 Состояние пожарной безопасности
Для противопожарной защиты зданий и сооружений на площадке ТЭЦ-2
предусмотрена пожарнае часть (ПЧ-13) на два автохода.
Из всех зданий и сооружений предусмотрено не менее двух эвакуационных
выходов расположенных рассредоточено. Для зданий высотой 10 м и более
предусмотрены выходы на кровлю из лестничных клеток или по наружным
стальным лестницам при высоте зданий более 20 м – по стальным маршевым
лестницам с уклоном не более 6:1. В местах перепада высот более 1 метра
предусмотрены лестницы независимо от высоты здания. В настоящее время на
ТЭЦ предусмотрена противопожарная автоматика кабельных сооружений на базе
аппаратуры ППС-1 и из вещательной пожарной сигнализацией ДИП-1
Приняты следующие виды противопожарной защиты зданий и сооружений
соответствующие ГОСТ 12.1.033-81:
Кабельные туннели и короба проходные полуэтажи автоматическое тушение
высокократной воздушно – механической пеной.
В местах примыкания галереи топливо – подачи к дробильному отделению
разгрузочному устройству башне пересыпки главного корпуса на основном
тракте в местах примыкания галереи конвейера выдачи и на питателях угля
предусмотрена разводка от внутриплощадочного
противопожарно–хозяйственного водопровода.
В котельном цехе на отметке –11.5и 0.00 метров и в машинном зале на
отметке 0.00 метров установлены противопожарные посты переносные
пеногенераторы которые предназначены для локального пожаротушения
При возникновении дыма или повышении температуры в помещении
комбинированные извещатели системы обнаружения подают импульс:
на открытие определенных задвижек с электроприводом
на включение рабочего насоса который забирает из резервуара готовый 6%
раствор пенообразователя и нагнетает его в сеть противопожарной
В котельном цехе предусмотрена установка сигнализаторов повышения
температуры уходящих газов с выводами показателей на щит а также
аварийная блокировка механизмов. При выходе из строя дымососов
автоматически отключаются дутьевые вентиляторы горячего угля и питатели
пыли. Для тушения очагов тления и загорания топлива у молотковых мельниц и
сепараторов пыли предусмотрена установка пенных огнетушителей типа ОП-5 и
углекислотных ОУ-5 и ОУ- 8
В турбинном цехе наиболее опасным участком при пожаре является
маслосистема турбоустановки. Для предотвращении пропитки маслом изоляции
предусмотрено покрытие их кожухом из белой жести. На маслосистеме
генераторов установлены автоматические газоанализаторы подающие световой
и звуковой сигналы на при содержании водорода в воздухе системы не менее
% по объему так как установка с водородным охлаждением.
На масломазутохозяйстве для тушения пожара резервуаров с мазутом
предусмотрен закольцованный противопожарный водопровод с установкой
пожарных гидрантов и передвижными средствами пожаротушения. Для тушения
очагов загорания в помещения мазутонасосной и маслоаппаратной предусмотрен
подвод пара с ручным управлением запорной задвижкой расположенной в
безопасном месте с наружной стороны здания.
На щитах управления в залах вычислительной техники кабинах пультах
и постах управлением технологическими процессами поддерживается
температура воздуха 22-24 оС относительная влажность 60-40 % и скорость
движения ветра не более 01 мс в соответствии с санитарными нормами
микроклимата в производственных помещениях СН №4083-86. В производственных
помещениях в которых допустимые нормативные величины микроклимата не
представляется возможным установить из-за технической недостижимости
предусмотрены мероприятия по защите работающих от возможного перегрева:
система местного конденционирования воздушное душирование средства
индивидуальной защиты.
2.3 Отопление и вентиляция главного корпуса
Отопление главного корпуса производится рециркуляционными
отопительными аппаратами АПВС-11080 работающие на перегретой воде
отвечающее требованиям
Воздухообмен в машинном и котельном отделениях определяется из
условия удаления избытков тепла и создании температур в рабочих зонах
определяемых санитарными нормами. Технологическая компоновка главного
корпуса отличается наличием сплошных перекрытий заглублением рабочей
отметки застроенностью фасада по ряду «А» в связи установкой
трансформаторов и отсутствием организованных вентиляционных проемов по
ряду «Б» благодаря чему создаются непроветриваемые зоны с высокой
температурой. При выборе схемы вентиляции это обстоятельство привело к
применению на участках теплофикационной насосной помещений машинного и
котельного отделения вентиляции с механическим возбуждением. Приток
наружного воздуха осуществляется приточными установками механической
вентиляции. В летнее время предусмотрено охлаждение приточного воздуха. В
машинном отделении установлено 6 приточных камер производительностью
х40000 м3ч и 3х9100 м3ч в котельном отделении 6 приточных камер
производительностью 40000 м3ч каждая. В зимний период камеры работают на
смешение наружного и внутреннего воздуха. Из котельного отделения воздух
удаляется дутьевыми вентиляторами.
Воздухообмен кабельных полуэтажей рассчитан на поглощение
тепловыделений от электрокабелей. В помещениях распределительных устройств
кВт и 04 кВт предусмотрена аварийная вентиляция. Аварийные вентиляторы
включаются автоматически при достижении температуры воздуха +35 оС. приток
воздуха в помещения кабельного этажа и распределительного устройства –
естественный из машинного отделения. Удаление воздуха происходит осевыми
вентиляторами в сторону котельного отделения. На притоке и вытяжки
установлены воздушные заслонки с электроприводами для регулирования
В помещении аккумуляторных батарей работает приточно – вытяжная
вентиляция с механическим возбуждением с отчисткой приточного воздуха.
Вентиляторы размещаются в вентиляционных камерах и принимаются во
взрывоопасном исполнении.
В помещениях главного щита управления и помещениях блочных щитов
управления предусмотрено круглогодичное кондиционирование воздуха
рассчитанное на поглощение теплоизбытков от людей ламп освещения и так
далее. Кондиционеры работают на рециркуляции количество наружного воздуха
в смеси – 10% от общего объема приточного воздуха. Обработанный воздух
подается в помещение щитов управления через двухструйные шестидиффузорные
воздухораспреде-лители типа ВДШ – 2.
2.4 Тепловая изоляция
Тепловая изоляция с покровным слоем покрываются трубопроводы и
оборудования с температурой теплоносителя выше +45оС. Выбор
теплоизоляционных конструкций произведен по «информационному сообщению
ОПРНТ ТЭПа от 29.03.91 г. №1-Т». для изоляции трубопроводов в
зависимости от диаметра и температуры приняты следующие материалы:
базальтовый шнур шнур минватный в оплетке из ровинга маты из
базальтового супертонкого волокна. В качестве покровного слоя применяется
металлический кожух из оцинкованной стали или алюминиевых сплавов.
2.5 Заземляющее устройство и молниезащита
Молниезащита зданий и сооружений ТЭЦ-2 предусмотрена в соответствии с
требованиями инструкций РД 34.21-122-87 ПУЭ.
Для заземления электрооборудования устанавливаемого в зданиях
предусматривается внутренний контур заземления выполняемый стальной
полосой сечением 40х4 и 25х4 мм2. Предусмотрено также использование для
заземления стальных строительных и кабельных конструкций присоединяемых к
контуру заземления. Внутренний контур также присоединен к наружному
контуру к которому также присоединяется оборудование открыто
(трансформаторы оборудование открытого распределительного устройства 110
2.6 Электробезопасность
Для обеспечения необходимого уровня безопасности в зонах обслуживания
электроустройств и установок в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79 (СТ СЭВ
30-84) предусматривается заземляющее устройства соединяемые не менее
чем в двух точках с существующим общим для всей территории ТЭЦ
заземляющим устройством с сопротивлением не превышающим 05 Ом. Для защиты
людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции
электрооборудование предусмотрено заземление корпусов электродвигателей и
аппаратуры и зануление светильников внутреннего и наружного освещения.
В сети ремонтного освещения предусмотрено пониженное напряжение 12
В. для питания переносного ручного инструмента предусмотрена
электропроводка 36 В 200 Гц.
2.7 Электрическое освещение
В соответствии с действующими нормами и руководящими указаниями на
АТЭЦ – 2 предусмотрены следующие виды сетей освещения соответствующие СниП
-4-79 «естественное и искусственное освещение):
рабочее освещение с напряжением 220 В переменного тока запитываемое с
силовых секций собственных нужд 04 кВ через стабилизаторы;
аварийное освещение – питается от аккумуляторной батареи 12 В;
охранное освещение – на 220 В переменного тока запитываемого от
специальных понижающих трансформаторов;
светоограждение дымовых труб – сеть на 220 В переменного тока
запитываемого от специальных понижающих трансформаторов;
Управление рабочим освещением – ручное с автоматическим включением
сети аварийного освещения.
Управление наружным освещением и светоограждением дымовых труб
предусматривается как ручное с главного щита управления так и
автоматическое с использованием фотоэлементов.
Управление охранным освещением – ручное из помещения службы охраны.
Разряд Характеристика Размеры Освещение Освещение
работы объекта верхнее и боковое%
различения% комбини-рован
Особо точная 01 10 35
Высокой точности 01-03 7 2
Малой точности 1-10 3 1
Грубая Более 10 2 05
Общее наблюдение за---- 1 025
На ТЭЦ размещается большое количество оборудования эксплуатация
которого связанна со значительным шумоизлучением.
Эти источники имеют различные спектры излучения шума; они размещаются
как внутри так и вне помещения ТЭЦ.
В здании ТЭЦ находятся следующие источники шума: паровые турбины
генераторы котлы углеразмольно и тягодутьевые машины компрессоры
насосы парапроводы и др.
Вне помещения ТЭЦ расположены вентиляционные установки
трансформаторы градирни. все эти источники шума оказывают продолжительное
воздействие как на обслуживающий персонал предприятия так и на жителей
близлежащих населенных пунктов.
Установлены допустимые уровни шума (СНиП № 3223-85) на рабочих местах
и на территории предприятия которые не должны превышать 80 дБ.
Для выполнения санитарных норм по уровням шума на ТЭЦ предусмотрены
следующие мероприятия. Рабочие места в производственных помещениях с
постоянным пребыванием людей при уровне производственного шума превышающем
нормируемый санитарный уровень оборудуются специальными приспособлениями:
шумоотражающими экранами шумоглушащими кабинами виброизолирующими
опорными площадками и прочее.
Такие помещения как щиты управления находящиеся внутри
производственных зданий ограждаются тяжелыми стеновыми панелями и изнутри
облицовываются специальными звукопоглощающими материалами снабжаются
витринами с двойными стеклами и упругим уплотнением дверей.
Кроме того для создания комфортных для шума условий на уровне
человеческого роста на территории станции вдоль всех проездов и
пешеходных дорожек высаживаются кустарниковые древесные насаждения и
организуются соответствующие шумозащитных экранов.
2.9 Сосуды под давлением. Применение предохранительных клапанов
Безопасность эксплуатации систем работающих под давлением
обеспечивается соблюдением «правил устройства и безопасной эксплуатации
сосудов работающих под давлением» утвержденных Горгостехнадзором. Данные
правила распространяются на:
сосуды работающие под давлением воды с температурой выше 115 оС или
другой жидкости с температурой превышающей температуру кипения при Р=007
МПа без учета гидростатического давления;
сосуды работающие под давлением пара или газа выше Р>007 Мпа
баллоны предназначенные для транспортировки и хранения сжатых сжиженных и
растворенных газов под Р>007 МПа
цистерны и бочки для транспортировки и хранения сжиженных газов давление
паров которых при температуре до 50 оС превышает Р=007 МПа.
(Предлагаемый в проекте котел (БКЗ 420-140-7с) имеет рабочее давление
Для обеспечения безопасности при эксплуатации сосуды в зависимости от
их назначения должны быть оснащены:
предохранительными клапанами;
запорной или запорно-регулирующей арматурой;
приборами для измерения давления;
приборами для измерения температуры;
указателями уровня жидкости
Применению защиты от недопустимого повышения давления рабочей среды
на ТЭЦ подлежат: пароводяной и газовый тракт котлов деаэраторы паровые
пространства теплообменников трубопроводы насосы выхлопные патрубки
турбин расширительные баки редукционно-охладительные установки и так
В качестве предохранительных устройств применяются: пружинные
предохранительные клапаны рычажные – грузовые предохранительные клапаны
импульсные предохранительные устройства (состоящие из главного
предохранительного клапана и управляющего импульсного клапана прямого
действия) предохранительные устройства с разрушающимися мембранами.
Предохранительные клапана служат для быстрого снижения давления
рабочей среды до нормальной. Когда давление в защищаемом объекте достигает
установленного предела предохранительный клапан автоматически открывается
и выпускает рабочею среду в атмосферу или специальную емкость большого
объема и закрывается также автоматически при снижении давления до
нормального. Это дает возможность оперативному персоналу востонавить
нормальный режим работы оборудования или отключить его без повреждений.
По способу воздействия рабочей среды на тарелку затвора при
срабатывании предохранительных устройств различают две группы клапанов:
Прямого и непрямого действия.
Клапаны прямого действия бывают с нагружением затвора грузом
пружинной и рычажной – грузовой системой. Эти клапана открываются с силой
создаваемой давлением рабочей среды и приложенной непосредственно к
тарелке затвора. С ростом давления сверху установленной нормы сила
действующая на тарелку снизу превышает усилия уравновешивающего устройства
и открывает затвор. Рабочая среда при этом уходит из защищаемого объекта и
давление в нем снижается до безопасной величины.
Клапаны непрямого действия применяются при большом номинальном
расходе пара и высоких его параметрах входят в состав импульсно
предохранительных устройств.
В защищаемой системе при повышении давления пара выше допустимого
открываются импульсно – предохранительный клапан. В следствии превышения
усилия под тарелкой от воздействия перепадов давления над усилием
воздействующим на тарелку через исток со стороны груза. Пар из импульсно –
предохранительного клапана через соединительный трубопровод опадает в
надпоршневое пространство сервопривода главного предохранительного
клапана. Так как площадь поршня превышает площадь тарелки на которую
постоянно воздействует давление пара и осуществляет закрытие клапана
возникает перестоновочное усилие направленое в сторону открытия клапана
и главный предохранительный клапан открывается. При понижении давления до
заданной величены определяемого настройкой импульсно предохранительного
клапана последний закрывается. Давление над поршнем главного
предохранительного клапана падает и под воздействием перепада давления
пара на тарелку и пружину он закрывается.
Каждый котел паропроизводительностью более 100 кгч должен быть
снабжен не менее чем двумя предохранительными клапанами один из которых
должен быть контрольным.Суммарная пропускная способность предохранительных
клапанов устанавливаемых на котел должна быть не менее часовой
производительности котлов.
3 Охрана окружающей среды
3.1 Мероприятия по охране воздушного бассейна
В целях снижения выбросов вредных веществ в атмосферу на АТЭЦ – 2
предусмотрены эффективные золоулавливающие установки – скрубберы с
вертикальными трубами Вентури (МВ-ВТИ) с интенсивным орошением труб
Н=129 м диаметром устья Dу=6 метров(1 труба) и диаметром устья Dу=6.6 м
(2труба). К трубе №1 подключены котлы 1-4 к трубе №2 подключены котлы 5-
Контроль за выбросами вредных веществ на АТЭЦ-2 осуществляется
расчетным путем ежемесячно. Концентрация в дымовых газах Nох и Со2
определяется химическим путем.
Таблица 7.3.1 - Предельно-допустимые концентрации вредных веществ
Диоксид Оксид азота Диоксид азотаПятиокись Оксид
ванадия ванадия углерода
4 Расчет выбросов и их рассеивание в атмосфере от котлов ТЭЦ
Расчет производим по методическому указанию Сулеева Н.Г. и Кибарина
А.А. Расчет рассеивания вредных выбросов в атмосферу для тепловых
электростанций и котельных на ПЭВМ: Методические указания к выполнению
дипломного проекта Алматы АЭИ 1995
МТВ=001*В*(аУН*АР+q4УН*[pic])*(1-()
МТВ=001*140000*(095*380+15*[pic])*(1–097)=1548905 гс
АР=380 %-зольность топлива на рабочую массу
q4УН=15 % -потеря теплоты от механического недожога топлива
аУН=095–доля частиц уносимая из топки
(=097–КПД золоуловителя с трубой Вентури
В = В*8=175*8=140 кгс=140000 гс – расход натурального топлива;
4.2 Выброс сернистого ангидрида.
МSO 2=0.02*B*SP*(1-((SO 2)*(1–(((SO 2)
МSO 2=0.02*140000*0.9*(1–0.2)*(1–0.02)=1975.68 гс
В=140000 гс–расход натурального топлива
SP=09 %-содержание серы в топливе на рабочую массу
((SO 2=02 – доля сернистого ангидрида улавливаемого летучей золой в
газоходах котла (для топок с твердым шлакоудалением)
(((SO 2= 002 – доля сернистого ангидрида улавливаемого в мокрых
золоуловителях (щелочность воды 75 мг-эквл).
4.3 Колличество выбросов оксидов азота
МNO x=0.34*10-7*K*B*QHP*(1–[pic])*(1-(1*r)*(1*(2*(3*E2
МNO x=0.34*10-7*140000*7.355*16965*(1–[pic])*(1–0)*0.83*1*1*1=487.332
[pic] - коэффициентхарактеризующий выход оксидов азота на 1т сожжённого
топлива кгт D=420 тч –номинальный
DФ=380 тч–фактический
(1=0178+047*15=0833–безразмерный коэффициент учитывающий
влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого угля.
Исходная формула (1 =0178*047*NГ где NГ=15 %.
(2 – коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок
(3 – коэффициент учитывающий вид шлакоудаления (т.к. шлакоудаление
твердое то (3=1). На котле БКЗ–420–140 отсутствует рециркуляция
воздуха следовательно 1–коэффициент рециркуляции равен нулю.
Кроме того нет и подачи части воздуха помимо основных горелок т.е.
=1–коэффициент характеризующий снижение выбросов оксидов азота
при двухступенчатом сжигании топлива.
4.4 Выбросы диоксида азота рассчитываются по формуле:
МNO 2=08*МNO x=08*487332=38986 гс
МNO =013*МNO x=013*487332=6335 гс
4.5 Количество выбросов оксидов ванадия
Выбросы происходят только при растопке котла для поддержания
постоянства величины факела. Для растопки 1-го котла предусмотрены 6
механических мазутных форсунок производительностью по 08 тч.
В=6*08=048 тч=1333 гс
Мазут используемый на ТЭЦ–2 Шымкентского и Атырауского
нефтеперегонных заводов – SP = 2 %.
[pic] содержание оксидов ванадия в жидком топливе в пересчёте на V2O5
(ОС – коэффициент оседания V2O5 на поверхностях КА причём котлы у нас с
промежуточным перегревом
(ОС – доля твёрдых частиц продуктов сгорания мазута улавливаемых в
устройствах для очистки газов мазутных котлов(0.
4.6 Определение минимальной высоты трубы
где М=МSO 2+5.88*389.86=4268.057 гс
А=200 – коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы
VГ = 1248 м3с – объём дымовых газов на АТЭЦ–2 (из годового отчета по
станции) при расходе топлива на один котёл В=72 тч.
Объем дымовых газов на одну трубу:
F = 2 – коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном
воздухе при среднем эксплутационном коэффициенте очистки
выбросов не менее 90 %.
Т=ТУХ–ТЛЕТСР.МАКС=997 0С – разность температур выбрасываемых из котла
газов и средней максимальной температуры наружного воздуха наиболее
жаркого месяца года в 13.00 часов дня (принимается по СНиП 2.01.01.- 82
«Строительная климатология и геофизика ».
( = 1 – безразмерный коэффициент учитывающий влияние рельефа местности
в данном случае ровная и слабопересечённая местность.
СФ–фоновая концентрация вредных веществ характеризующая загрязнение
атмосферы создаваемое другими источниками. (принимаем в виду отсутствия
При принятой ориентировочно высоте трубы определяются безразмерные
коэффициенты m и n учитывающие условия выхода дымовых газов из трубы.
Значение коэффициентов m и n определяются в зависимости от параметров:
Диаметр устья дымовой трубы:
W0=35 мс–скорость выхода дымовых газов.
4.7 Расчёт максимальной концентрации вредных веществ
В связи с пролётом самолётов над АТЭЦ–2 на низкой высоте высота
дымовых труб занижена. Действительная высота дымовых труб 129 м.
От этой производной начнём определение максимальных концентраций
Величина максимальной приземной концентрации вредных веществ: [pic]
Отсюда видно что величина концентрации при высоте трубы 129 м
превышает допустимые.
4.8 Определение расстояния от дымовой трубы на котором достигается
максимальное значение концентрации вредных веществ
4.9 Определение концентрации вредных веществ в атмосфере по оси факела
выброса на различных расстояниях от дымовой трубы
При опасной скорости ветра Um приземная концентрация вредных веществ
Ci (мгм3) на различных расстояниях ( (м) от источника выброса
определяется по формуле:
где Si–безразмерный коэффициент определяемый в зависимости от
отношения [pic] и коэффициента F по формулам:
При (=1000 м и [pic]=[pic]
При (=3000 м и [pic]=[pic]
При (=5000 м и [pic]=2228 S1=0687
При (=7000 м и [pic]=3119 S1=0499
При (=10000 м и [pic]=4455 S1=0316
При (=2244407м и [pic]=1 S1=1
По результатам расчётов составим сводную таблицу 7.4.9:
CSO 2 +NO 2 1069 178 1632 1223 0888 0562
CЗОЛ(ТВ) 0389 0647 0593 0444 0323 0204
CSO 2 0496 0825 0756 0567 0412 02607
CNO x 0123 0204 0187 0140 0102 0064
На основании данной таблицы построим графики:
5 Определение границ санитарной защитной зоны
где L0 (м) – расчётный размер участка местности в данном направлении
где концентрация вредных веществ ( с учётом фоновой
концентрации от других источников ) превышает ПДК .
P (%) – среднегодовая повторяемость направления ветров расматриваемого
P0 (%) - повторяемость направления ветров одпого румба при годовой розе
l0 (м) – размер С З З установленный в санитарных нормах проектирования
промышленных предприятий .
Среднегодовая роза ветров характеризуемая значениями Р для разных
румбов принимается по данным методических указаний «Основы экологии»:
Характеристики Направления ветров
С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ
Повторяемость 9 12 7 23 16 20 7 6
Отношение РР0 072 096 056 184 128 16 056 048
Величина С З З L0 м 1000
l = L0 *PР0 м 720 960 560 1840 1280 1600 560 480
По данным таблицы строим план санитарно-защитной зоны
6 Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения
Система тех водоснабжения химобработки воды и хозбытовые воды
выполнены в закрытом исполнении преимущественно в стальных трубах.
Система герметизации водоводов и коллекторов не допускает утечек а
следовательно и загрязнение грунтовых и поверхностных вод.
Система и сооружения гидрозолоудаления выполнены в соответствии со
СНиП 2.01.28-85 "полигоны по обезвреживанию и захоронению промышленных
Выход золошлаклвых отходов составляет 1800 тонн в год.
Для складирования золошлаков с первой очередью строительства был
построен золоотвал емкостью 95 млн м3 на расстоянии 1 км от ТЭЦ. В 1998
году была построена 2 секция золоотвала.
Существующий золоотвал овражного типа имеет систему защиты грунтовых
вод от загрязнения. В качестве противофильтрационной защиты золоотвал
имеет противофильтрационный экран по всей площади ложа и откосов.
Экран выполнен из уплотненного суглинка толщиной 1 м. Имеющаяся на
действующим золоотвале противофильтрационная защита обеспечивает защиту
природных вод от загрязнения.
7 Расчет золоулавливающей установки с трубой Вентури
Электростанция оснащена восемью котлами производительностью
номинальной (по пару) 420 тч. Гидравлическое сопротивление
золоулавливающей установки не должно превышать 130 кгсм2. По санитарным
нормам степень очистки дымовых газов от золы для установок данного типа
должна быть не ниже 97%.
Расход дымовых газов (при t(г = 140 0С) и номинальной нагрузке
котла составляющей Vг=6422*103 м3ч.
Дисперсный состав золы перед золоуловителем при сжигании
Экибастузского угля марки СС и при молотковых мельницах .
Таблица 7.7.1 - Дисперсный состав золы .
Тип золоуловителя Фракция пыли мкм
Мокрый золоулови-тель945 835 75 666 543 460 338
Минимально допустимая температура охлаждаемых газов после
золоуловителя t((г = 68 0С.
Принимаем для расчёта скорость газов в горловине Uг = 40-70 мс .
Удельный расход охлаждающей воды q = 016 кгм3 откуда
Коэффициент гидравлического сопротивления (УСЛ=018 и приняв
(С=02 находим сопротивления собственных участком трубы Вентури:
где (Г = 087 кгм3 –плотность дымовых газов
Принимаем к установке на один котёл четыре золоулавливающих установки
с единичной производительностью по газам VГ=200000 м3ч с диаметром
уловителя dУЛ=4 м. Сопротивление каплеуловителя определим по формуле:
где (КУ–коэффициент гидравлического сопротивления каплеуловителя
UВХ=20 мс–скорости газов во входном патрубке аппарата.
Общее сопротивление установки составляет:
(h=(hТР+(hКУ=810+392=1202 Па
Выполним тепловой расчёт установки:
а) Параметр=72*10-3. Примем температуру пульпы (((=29-50 0С.
Температура орошающей воды ((=20 0С. Температура охлаждённых газов
(зададимся) tг((=70 0С. Тогда по формуле:
б) Средний диаметр капель D0=165*10-6 м. Суммарная поверхность
где q=016 кгм3–удельный расход орошающей воды;
VГО=200*103 м3ч–объемный расход газов при нормальных условиях.
Г) Количество передаваемого тепла:
Q=α*F*Δt*=72*10-3*077*106*56=31*106 ккалч
α–коэффициент теплоотдачи от газов к стенке Δt=56 0С–температурный
напор –время пребывания капли в установке.
д) Температура охлажденных газов
Q=VГО*СГО *(tГ(-tГ(() откуда выразим tГ((:
где СГО=032 кДжм3К–объемная теплоемкость газов.
Расчет степени очистки газов от золы в установке.
Вычислим безразмерный коэффициент и соответствующие значения
неполноты улавливания для каждой фракции золы. По таблице определяем
полную длину трубы Вентури
Таблица 7.7.2 - Расчёт степени очистки.
Размерность Размер частиц мкм
[pic] 0186 0177 0165 0151 0124
Безразмерный 1478 1407 1311 1200 0985
-((i 019 022 0231 026 038
По значению [pic]определяется безразмерный комплекс [pic] где L-
полная длина трубы Вентури в метрах. Поэтому безразмерному комплексу
определяется 1-((i. Общая неполнота улавливания золы в трубе Вентури по
(1=1-((i =( Ф(i * (1-((i )
где Ф(i-доля каждой фракции в летучей золе
-((i=015*019+046*022+021*0231+008*026+0067*038=0225
Дисперсный состав на входе в каплеуловитель рассчитывается по
Результат расчета по этой формуле приведен в таблице 7.7.3.
Таблица 7.7.3 - Дисперсный состав проскока.
Величина частиц мкм 0-10 10-20 20-30 30-40 40-60
Содержание в 127 449 216 92 113
Содержание 1-(((I 0.25 0.18 0.125 0.08 0.03
-(((I-неполнота улавливания золы в каплеуловителе.
Общая неполнота сгорания улавливаемой золы в каплеуловителе
(((I)=0.127*0.25+0.18*4.49+0.216*0.125+0.092*0.08+11.3* *
В) Общая эффективность золоуловителя:
(=1–(1-(()*(1-((()=1–0025*012=0973
Таким образом общая степень очистки дымовых газов в мокром
золоуловителе с трубой Вентури составляет 973 % что удовлетворяет
Общий расход воды на орошение 4-ох труб Вентури 1-ого котлоагрегата.
GВ = q * VГО = [pic][pic]
Принимаем к установке в каждой трубе Вентури по одной форсунке
Производительностью:
Тип таких форсунок УО ОРГРЭС с диаметром выходного отверстия d=26
мм при давлении воды на орошение трубы Вентури 25 кгссм2 с углом распыла
-80 0 наклона. Орошение каплеуловителя осуществляется через 30 сопел
равномерно расположенных по окружности. Устанавливаем на котел 4
золоуловителя МС-ВТИ-4000 производительностью 200*103 м3ч с вертикальными
трубами Вентури L=5465 мм.

chertezh.dwg

Мазутонасосная станция.
qwerafsgdhnxxnxnxnxxx
Объединенный вспомогательный коpпус N1
Закpытый холдный склад электpо-цеха
Двухсекционные гpадиpни 2*324 кв.м
Аккумулятоpные баки V=3000 куб.м
Hасосная водоснабжения
Служебно-бытовой коpпус
Пpистpойка к зданию ОВК-1
Дpенажная насосная станция
Баки питательной воды емк.3х1000 куб.м
Пpоходная и столовая
Пpодуктовопpодовольственный магазин
Гаpаж для бульдозеpов
Ленточный конвейеp N9
Ленточный конвейеp N51
Ленточный конвейеp N7
Объединенный вспомогательный коpпус N2
Склад соли и извести
Въезд на теppитоpию АПК ТЭЦ-2
Кpытая стоянка для авто-машин
Военно-пожаpная часть
Фекальная насосная станция
Галеpея конвейеpов 23 подъема
Размоpаживающее устpойство
Ремонтные мастеpские ТТЦ
Мазутонасосная и маслоаппаpатная
Ленточный конвейеp N8
Ленточный конвейеp N6
Вагоноопpокидыватель
Служебно-техническое здание
Ленточный конвейеp N52

Тепловой расчет1.doc

Согласно исходным данным тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию
составляет Qот+в.= 065 ГВт; на горячее водоснабжение Qг.в.с.= 028 ГВт;
температура наружная средняя tн.ср. = -74оС ; температура наружная
расчетная tн.р. = -25оС ; температура наружного воздуха наиболее
холодного месяца tн.х.м. = -10оС ; расход пара на производство Д п. =780
Расчет тепловых нагрузок
Расчет исходных тепловых нагрузок производится для четырех режимов
работы теплоэлектроцентрали.
I - режим максимально зимний отвечающий температуре наружного
QI – вычисляется как сумма максимальных нагрузок:
QI = Qот.+в. + Qг.в.с. = 065 + 028 = 093 ГВт;
II – режим отвечает средней за наиболее холодный месяц температуре
наружного воздуха tн.х.м. и равен:
QII = ( tв.- tн.х.м.) ( tв.- tн.р.) * QI[pic]+ Qг.в.с. = ( 20 - (-10))
( 20 – (-25)) * 093 + 028 = = 09 ГВт;
где тв.- температура внутри помещения по санитарным нормам.
III – режим средне зимний соответствует средней температуре наружного
воздуха на отопительный период tн.ср.:
QIII = ( tв. – tн.ср.) ( tв. – tн.р.) * Qот.+в. + Qг.в.с. = ( 20 – (-
)) ( 20 – (-25)) * 065 + + 028 = 0676 ГВт;
IV – режим летний характеризует работу ТЭЦ в летний период когда
отсутствует нагрузка на отопление и вентиляцию:
QIV = ( tг.в. – tх.в.лето) ( tг.в. – tх.в.зима) * * Qг.в.с. = ( 55 –
) ( 55 – 5 )* 08 * 028 = = 0179 ГВт;
где tх.в.лето – температура холодной воды в неотопительный период;
tх.в.зима – температура холодной воды в отопительный период;
- учитывает снижение расхода воды в летний период ( 08-10 ).
Построение годового графика теплопотребления
Для установления экономичного режима работы теплофикационного
оборудования выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя определения
выработки электроэнергии на ТЭЦ строят график продолжительности тепловой
нагрузки (годовой график теплопотребления) для отопительного и
неотопительного периодов (условно для зимнего и летнего периода). Он
строится по данным расчета тепловой нагрузки и климатологическим данным.
Отопительный (зимний) период определяется как продолжительность стояния в
течение года среднесуточных устойчивых температур наружного воздуха ti ≤
Годовой график теплопотребления состоит из двух частей: левой – в
координатах Q-t и правой – в координатах Q-n где ti – текущая
температура наружного воздуха; n – время час.
В левой части строятся графики зависимости тепловых нагрузок (
Qот.+в. Qг.в.с.зима и Qг.в.с.лето ) суммарной тепловой нагрузки (
Qтэц. ) от текущей температуры наружного воздуха ti оС.
где Qг.в.с.лето = 065 * Qг.в.с.зима = 065 * 028 = 0182 ГВт.
Qтэц. = Qот.+в. + Qг.в.с. = 065 + 028 = 093 ГВт.
Правая часть графика характеризует продолжительность суммарной
тепловой нагрузки в течение года. Она строится по графику Q(ti) по
продолжительности стояний определенных температурных градаций ni. При
этом ni равна продолжительности отопительного периода no. Масштаб
времени n: 1мм.- 50 часов.
Выбор основного оборудования ТЭЦ
Основное оборудование ТЭЦ выбирается по среднеотопительной нагрузке
третьего режима QIII. Найдем величину расхода пара в теплофикационный
Дт. = Qт (iт – iок.) * п = 0676 * 106 (2700 – 280) * 098 =
504 кгс = 1026143 тч
где iт - энтальпия пара теплофикационного отбора при среднем
давлении в отборе Рт кДжкг;
iок. – энтальпия воды из теплофикационного отбора после полной
п – КПД подогревателя;
Выбор турбоустановок:
Выбор турбин производится таким образом чтобы обеспечить покрытие
тепловых нагрузок с помощью наиболее крупного оборудования при оптимальном
коэффициенте теплофикации. Выбор турбин производится по заданному расходу
пара на производственные нужды - Дп. тч и рассчитанному расходу пара в
теплофикационный отбор – Дт. тч.
Выбираем три турбины типа ПТ – 80100 – 13013.
Одновальная двухцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 80
МВт на 3000 обмин предназначена для привода электрического генератора.
Турбина имеет два регулируемых отбора пара для снабжения внешних
производственных и теплофикационных потребителей и рассчитана на
параметры свежего пара: давление Ро = 1275 МПа и температуру to = 555оС
при одновременных отборах пара на производство в количестве 300 тч и на
теплофикацию в количестве 200 тч. Расход свежего пара До = 470 тч.
Максимально допустимая мощность турбины составляет 100 МВт.
Расчетная температура охлаждающей воды поступающей в конденсатор
составляет 20оС максимально допустимая 33оС.
В турбине предусмотрено семь регенеративных отборов пара для
подогрева питательной воды.
А также выбираем две турбины типа Т – 110120 – 130. Трехцилиндровая
турбина номинальной мощностью N = 110 МВт предназначена специально для
покрытия отопительной нагрузки при расходе свежего пара До = 485 тч и
расчетных параметрах: давление Ро = 1275 МПа температура to = 555оС.
Скорость вращения 3000 обмин. Максимально допустимая мощность турбины
составляет 120 МВт. Суммарный отбор пара на теплофикацию Дт. = 320 тч
расход тепла 670 ГДжч.
Турбина имеет два отопительных отбора из которых один регулируемый
и пять регенеративных отборов.
Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой и имеют один общий упорный
подшипник комбинированного типа. Роторы ЦСД ЦНД и генератора соединены
полугибкими муфтами.
Критические числа оборотов роторов турбины: ЦВД - 2325 обмин
Турбина снабжена валоповоротным устройством.
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
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 тч и
параметры пара выбираем шесть котлов типа БКЗ – 420 – 140 – 7С
производительностью Д = 420 тч и параметрами:
- давление пара за котлом Р = 1373 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 = 704 тч.
Расчет тепловой схемы паротурбинной установки.
Турбоустановка Т-110120-130
Расчет тепловой схемы производится по расчетной схеме паротурбинной
Таблица 1.1 - Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номиналь-
Отбор Давление Р МПа Расход Д тч Температура t оС
ПВД № 7 329 (336) 1905 + 19 387
ПВД № 6 213 (2175) 254 333
ПВД № 5 1110588 (1136) 10372 263
Деаэратор 111 72 263
ПНД № 4 0531 (542) 106 + 575 190
ПНД № 3 0272 (278) 247 130
ПНД № 2 00784 (080) 746 -
ПНД № 1 002 (0204) - -
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 кДжкг.
Температура после поверхностного подогревателя с учетом недогрева
В деаэраторе недогрев отсутствует так как это подогреватель
Энтальпии воды и пара определяются по таблицам.
Давление питательной воды в ПВД определяется как:
Рп.в. = 14 * Ро = 14 * 1275 = 1785 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 кДжкг – энтальпия отработавшего пара находится по
давлению Рк = 53 * 10-3 МПа;
io = 3520 кДжкг – энтальпия свежего пара при Ро = 1275 МПа to =
Таблица 1.2 - Сводная таблица параметров регенеративных отборов
отборе Рi Мпа 329 213 111 111 0531 0272 0078 002
отборе ti oC 387 333 263 263 190 130 - -
отборе 3200 3100 2965 2965 2825 2720 2560 2415
насыщения tНi оС 239 2156 1845 1845 1541 1302 9282 601
дренажа 10329 9233 7829 7829 650 5472 3888 2515
воды до 21057 1795 1845 1491 1252 8782 5509 34
воды после 234 2106 1795 1845 1491 1252 8782 5509
после 10091 9004 7608 7829 6283 5259 3678 2305
до подогре-вателя 90036 7608 7829 6283 5259 3678 2305 1424
недовыработки 067 056 042 042 027 016 0003 015
Составляем уравнение теплового баланса для подогревателей высокого и
низкого давления деаэратора используя данные таблицы 1.2.
Находим доли отборов:
α7=1*(10091–90036)(3200 – 103288) * 098 =
512*(3200–103288)*098=1*(10991– 90036);
α6* (i6 – iДР6) * п + α7 * (iДР7 – iДР6) * п =
α6 = αпв* (iВ6’’ – iВ6’) - α7* (iДР7 – iДР6) * п
α6 = 1 * (90036 – 76077) – 00512 * (103288 –
326)*098 (3100 – 92326) * 098 = 00629;
629 * (3100 – 92326) * 098 + +00512 *
(103288 – 92326) * 098 = 1 * (90036 –
α5* (i5 – iДР5)* п + (α7 + α6)* (iДР6 – iДР5)*
α5 = αпв * (iВ5’’ – iВ5’) – (α7 + α6) * (iДР6 –
α5 = 1* (78291 – 76077) – (00512 + 00629)*
(92326–78286)*098 (2965 – 78286) * 098 =
03 * (2965 –78286) * 098 + (00512 + 00629)
* (92326 – 78286) * 098 = 1* (78291 –
αпд + αд + (α7 + α6 + α5) = αпв;
αпд = αпв - αд - (α7 + α6 + α5);
αпд * iВ4’’ + αд * iд + (α7 + α6 + α5) * iДР5 = αпв *
(αпв - αд - (α7 + α6 + α5))* iВ4’’+ (α7 + α6 + α5) *
αпв*iВ4’’ - αд * (iВ4’’ - iд) - (α7 + α6 + α5) *
αд = αпв * (iВ5’ - iВ4’’) - (α7 + α6 + α5) * (iДР5 -
αд = 1 * (78291 – 62833) – (00512 + 00629 +
03) * (78286 – 62833) 78291 – 62833;
αд = 088; αпд = 1 – 088 – 01171 = 00029; αпв = 00029 + 088 +
α4 = 00029 * (62833 – 52592) (2825 – 649965)
0014 * (2825 – 649965) * 098 = 00029 *
α3 * (i3 – iДР3) * п + α4 * (iДР4 – iДР3) * п =
α3 = αпд * (iВ3’’ – iВ3’) – α4* (iДР4 – iДР3) * п
α3 = 00029 * (52592 – 36777) – 000014 *
(649965 – 54724)*098(2720 – 54724) * 098 =
0021* (2720– 54724) * 098 + +000014 *
(649965 – 54724) * 098 = 00029 * (52592 –
α2 * (i2 – iДР2) * п + (α4 + α3) * (iДР3 – iДР2) *
α2 = αпд * (iВ2’’ – iВ2’) – (α4 + α3) * (iДР3 –
α2 = 00029 * (36777 – 23055) – (000014 +
0021) * (54724 – 38881) * 098 (2560 –
881) * 098 = = 000016;
0016 * (2560 –38881) * 098 + +(000014 +
0021) * (54724 – 38881) * 098 = 00029 *
α1 * (i1 – iДР1)* п + (α4 + α3 + α2) * (iДР2 –
α1 = αпд * (iВ1’’ – iВ1’) – (α4 + α3 + α2) * (iДР2
α1 = 00029 * (23055 – 14238) – (000014 +
0021 + 000016)* (38881– 25146)* 098 (2415 –
146) * 098 = = 008 * 10-3;
8 * 10-3 * (2415 –25146) * 098 + 000051 *
(38881 – 25146) * 098 = 00029 * (23055 –
Технико-экономические показатели паротурбинной установки
Полный расход тепла на турбоустановку:
Qт.у. = Dо * ( io – iп.в.) = 13472 * (3520 - 10091) = 338268448
где: Dо – расход свежего пара;
Расход тепла потребителем:
Qт.п. = Qт. п. = 676000 098 = 68979592 кВт;
где: п. – КПД подогревателя (98 – 99 %);
Расход тепла на турбоустановку по производству электроэнергии:
Qэ. = Qт.п. – Qт.у. = 68979592 – 338268448 = 351527472 кВт;
КПД по производству электроэнергии:
э.т.у. = N Qэ. = 110*106 351527472*103 = 03;
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
qэ. = 3600 э.т.у. = 3600 03 = 12000 кДжкВт*ч;

Электрическая1.DOC

Электрическая часть станции.
В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и
распределяется на напряжение 110 кВ.
Генераторы станции № 1 2 3 типа ТВФ-120-2 генераторы ст. № 5 6
типа ТВФ-110-2Е в блоках с двухобмоточными трансформаторами типа ТДЦ-
5000110 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-
0-2000-40 и ВМТ-110Б-402000.
Общие данные по генератором и трансформаторам АПК ТЭЦ-2 представлены
Учитывая значимость ТЭЦ в энергосистеме принимаем главную схему с
блочным соединением генераторов с повышающими трансформаторами (без
поперечной связи на генераторном напряжении) с параллельной работой
генераторов на высшем напряжении 110 кВ по схеме с двумя рабочими (1 СШ 2
СШ) и одной обходной (ОСШ) системами шин на стороне ВН с ОРУ – 110 кВ.
В целях ограничения токов КЗ системы шин секционированы на 2 секции
(1 С 1 СШ 1 С 2 СШ 1 С ОСШ и 2 С 1 СШ 2 С 2 СШ 2 С ОСШ). Секции
рабочих шин соединены секционными выключателями (QB–1 и Q–2) рабочие
системы шин соединены разьединителями обходная система шин соединена с
рабочей шинообходными выключателями (ШОВ – 1 ШОВ – 2). Секции обходной
системы шин соединены секционными разьединителями (QS ОСШ).
В данной схеме каждый элемент присоединяется через развилку двух
шинных разьединителей что позволяет осуществлять работу на любой системе
Для большей надежности электроснабжения в цепях генератора
устанавливаются выключатели (генераторный выключатель QG).
Питание собственных нужд (СН) и незначительной нагрузки 6 – 10 кВ
осуществляется отпайкой от генераторного напряжения через трансформаторы
Выбор мощности и типов основных трансформаторов (автотрансформаторов).
Выбор числа мощности и типов
трансформаторов собственных нужд
Мощность блочных основных трансформаторов связи выбирается с учётом
РГ–активная мощность генератора МВт
РСН–активная мощность СН МВт
QГ и QСН–реактивные мощности генератора и СН МВар
Расход СН принимаем РСН%=15%
а) Расход мощности на СН одного турбогенератора ТВФ – 120 – 2
РУСТСТАНЦ. =510 МВт установленная мощность генераторов станции проектная.
QСН=РСН*tg(=8.0*0.75=6.0 Мвар
QГ=РГ*tg(=100*0.75=75 Мвар
Определяем единичную мощность блочного трансформатора 1 GT
б) Для генератора ТВФ–63–2 (станционный 4):
РСН=008*РУСТ=08*63=49333 МВт
QСН=РСН*tg(=4933*0.75=3699 Мвар
QГ=РГ*tg(=63*0.75=4725 Мвар
Определяем полную мощность блочного трансформатора
в) Для генератора ТВФ–110–2 (станционные 5 и 6):
РСН=008*РУСТ=008*110=88 МВт
QСН=РСН*tg(=88*0.75=66 Мвар
QГ=РГ*tg(=110*0.75=825 Мвар
Определяем полную мощность блочного трансформатора:
Выбор осуществляем по условию SТРРАСЧ(SКОН
а) SТРРАСЧ=11500 МВА подходят трансформаторы типа ТДУ–125000110:
SНОМТР=125 МВА UВН=121±2*25% кВ UНН=105 кВ
б) SТРРАСЧ=7258 МВА на ВН 110 кВ подходят трансформаторы типа
ТДУ–80000110 SНОМТР=80 МВА UВН=115±2*25% Кв UНН=105 кВ
в) SТРРАСЧ=1265 МВА с учётом коэффициента перегрузки (для данного типа
трансформаторов по ГОСТ–14209–85* примем
КП СИСТ=112; SТР([pic] МВА отсюда вытекает что опять подходит
трансформатор типа ТДУ–125000110.
Теперь обоснуем выбор трансформаторов СН:
ТСН выбираем по критерию:
SСНТР-РА=РСнmax*КС МВ*А
РСнmax–мощность затрагиваемая на питание СН блока (максимальная). Для
б) РСН MAX =01*РНОМ ГЕН =01*63=63 МВт;
КС–коэффициент спроса (для пылеугольных станций КС=08).
а) SСН =10*0.8=8 МВ*А;
б) SСН =63*08=504 МВ*А;
в) SСН =11*08=88 МВ*А
В целях унификации оборудования и в силу того что значения мощностей
лежат в непосредственной близости друг от друга примем тип и мощность
трансформатора по большей мощности для всех блоков. Такой мощностью
Так же принимаем во внимание ВН (в нашем случае генераторное 105 кВ)
и НН-UНН=63 кВ SНОМ=25 МВ*А с расщепленной обмоткой НН (для ограничения
токов КЗ) ТРДНС–2500010. Кроме того возможна установка двух
трансформаторов для резервирования СН мощность (суммарная) которая
определяется из условия 1 штуки на 9 устанавливаемых однофазных единиц.
Отсюда при 6 трёхфазных установочных трансформаторах на генераторном
напряжении и на ВН–110 кВ необходимо взять два трансформатора
резервирования СН типа ТРДН мощностью 32 МВА и 40 МВА.
Определение расчётных схем и точки КЗ. Расчёт токов КЗ.
Для выбора электрооборудования аппаратов шин кабелей необходимо
Общая электрическая схема замещения .
В схеме сопротивление имеем дробное значение где числитель–номер
сопротивления знаменатель–численное значение сопротивления.
Значение Е*(-ЭДС источника в относительных единицах.
Связь с энергосистемой осуществляется по схеме «блок
генератор–трансформатор» через ОРУ–110 кВ с двумя рабочими и обходной
системами шин. На генераторном напряжении установлены выключатели
генераторного напряжения 10.5 кВ.
Результирующая индуктивное сопротивление энергосистемы включая
эквивалентное сопротивление главной схемы АТЭЦ-2 по данным
«Алматыэнерго»: хРЕЗ = 2.591 Ом;
rРЕЗ = 0.214 Ом т.е. хСИСТ = 4.97 Ом.
Расчет выполнен в относительных единицах.
а) базовая мощность SБ=1000 МВ*А
б) базовый ток [pic]
в) базовое напряжение для К1 UСР=115 кВ
Сопротивления генераторов G1 G2 G3:
х1 = х2 = х3 = х(d*(ном) *[pic]Ом.
где – х(d- относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление по
Сопротивление генератора G4:
Сопротивления генераторов G5 G6:
Сопротивления трансформаторов 1GT 2GT 3GT 5GT 6GT:
х7 = х8 = х9 = х11 = х12 = [pic]Ом.
Сопротивление трансформатора 4GT:
Сопротивление энергосистемы: хс=497 Ом в относительных единицах:
х*С=[pic] в именованных :
тогда [pic]отсюда в относительных единицах
где SК–мощность КЗ энергосистемы МВ*А
Сворачиваем схему замещения относительно точки КЗ (К1):
Х14 = (х1 + х7) (х2 + х8) (х3 + х9) =
Т.к. (х1 + х7) = (х2 + х8) = (х3 + х9)
Результирующее сопротивление цепи генератора G4:
х15=х4+х10=186+133=319 Ом.
Результирующее сопротивление цепи генераторов G5 и G6:
Х16=(х5+х11)(х6+х12); т.к. (х5 + х11)=(х6 + х12) то
Х16=05*(х5 + х11)=05*(137+086)=112 Ом.
Результирующее сопротивление ветви энергосистемы (шин неизменного
напряжения) хС=038 Ом (знак * опущен здесь и далее).
Начальное значение периодической составляющей тока КЗ:
Значения токов по ветвям генераторов G1 G2 G3:
Суммарный ток периодической составляющей КЗ в точке К1 в начальный
IПО К1=709+170+506+1321=2706 кА
Максимальное мгновенное значение полного тока наступает обычно через
1с после начала процесса КЗ. Относительное название ударного тока
обозначается (iу) и определяется для момента времени t=001с.
iу =IПТ+Iпм*(1+[pic] или iу =Iпм*КУ т.к.
Iпм=IПО*[pic]=IПТ*[pic]=const Тогда
Iу=КУ*IПТ*[pic]=КУ*IПО*[pic] кА
где КУ = (1+[pic] - ударный коэффициент затухания апериодической
составляющей зависящий от постоянной времени КЗ (Та).
IПТ–значение периодической составляющей в любой момент времени.
Iпм–амплитудное значение периодической составляющей тока КЗ.
Та =[pic]-постоянная времени тока КЗ.
Для упрощения расчётов воспользуемся средними значениями Та и КУ и
определим ударные токи по ветвям:
а) генераторов G1 G2 G3 (блоки турбогенератор–повышающий трансформатор
при мощности генераторов 100-200 МВт Та=026с КУ=1965).
iу=1965*709*[pic]=1970 кА
б) генераторы G4 (блок турбогенератор 60 МВт–повышающий трансформатор на
стороне ВМ при UГЕН=105 кВ Та=015с КУ=1935).
iу=1935*170*[pic]=465 кА
в) генераторов G5 и G6 (Та=026с КУ=1965).
iу=1965*506*[pic]=1406 кА
г) энергосистемы (Та=0025с КУ=1662).
iу=1662*1321*[pic]=3104 кА
Суммарный ударный ток трёхфазного КЗ в точке К1:
iу К 1=1970+465+1406+3104=6945 кА
апериодическая составляющая тока КЗ в точке К1:
где ( -время отключения КЗ определяется по времени действия основных
релейных защит (tРЗ) и полному времени отключения (tОТК.В)
Для выключателей ОРУ–110кВ tОТК.В=008с.
Так как расчёт ведём по максимальному значению тока КЗ (IПТ = max) то
(=tОТК =tОТК.В+tРЗ=001+008=009 с.
Апериодическая составляющая тока КЗ от:
а) генераторов G1 G2 G3 (Та=026с).
б) генераторы G4 (Та=015с).
в) генераторов G5 и G6 (Та=026с).
г) энергосистемы (Та=0025с).
iа(=7093+1320+5062+5100=18575 кА
Периодическая составляющая тока КЗ в любой момент времени в точке К1:
а) генераторов G1 G2 G3:
IПОГ =709 кА IНОМ(=[pic]
[pic] по кривым имеем [pic] а следовательно
IП(=0875*IПО=0875*709=620 кА
IПО =170кА IНОМ([pic]
[pic] отсюда имеем [pic] а следовательно
IП(=083*IПО=083*170=141 кА
в) генераторов G5 и G6.
IПО =506кА IНОМ(=[pic]
IП(=086*IПО=086*506=435 кА
г) энергосистемы: (ток поступающий от шин неизменного напряжения
принимается неизменным во времени )
Суммарное значение периодической составляющей тока КЗ в точке К1 для
момента времени: t=(=009 c
IП(=620+141+435+1321=2517 кА
Импульс квадратичного тока КЗ (для оценки термической стойкости
ВК = IПО2 * (tОТК+Та) = 27062 * (017 + 014) = 227 кА2*с где
IПО К1 = 2706 кА tОТК = tРЗ + tОТК.В = 017 с Та = 014 с
Значения расчетных токов КЗ сведем в таблицу.
Сводная таблица токов КЗ
Точка Источ-ник IПО IПО IПО IПО IПО
К.З. кА кА кА кА кА
К 1 G1G2G3 709 620 1970 709 ---
G4 170 141 465 132 ---
G5G6 506 435 1406 506 ---
Система 1321 1321 3104 510 ---
Сумма 1706 2507 6945 1857 22700
Выбор коммутационной аппаратуры
Выбор выключателей и разъединителей производится по важнейшим
-по напряжению установки UУСТ(UНОМ
-по длительному току IНОРМ (IНОМ; IМАХ(IНОМ
-по отключающей способности:
а) на симметричный ток отключения по условию
б) возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ
iа((iа НОМ = [pic] кА
где iа НОМ – номинальное допускаемое значение апериодической составляющей
в отключаемом токе для времени (;
(Н – нормированное значение содержания апериодической составляющей в
отключаемом токе % по каталогам
iа( - апериодическая составляющая тока КЗ в момент расхождения контактов
( - наименьшее время от начала КЗ до момента расхождения дугогасительных
контактов (=tЗ.МИН+tС.В. с
tЗ.МИН =0.01 с.- минимальное время действия релейной защиты
tС.В.- собственное время отключения выключателя с.
Если условия IП( (IОТК.НОМ соблюдаются а iа(( а.НОМ то допускается
производить проверку по отключающей способности по полному току КЗ:
([pic]*IП( +iа()([pic]*IОТК.НОМ*(1+[pic]).
-по включающей способности:
где iУ - ударный ток КЗ в цепи выключателя
IПО - начальное значение периодической составляющей кА
IВКЛ - номинальный ток включения выключателя (действующее значение
периодической составляющей) кА
iВКЛ - наибольший пик тока включения (по каталогу).
Заводами изготовителями соблюдается условие:
iВКЛ=КУ*[pic]*IВКЛ где КУ=18-ударный коэффициент нормированный для
выключателей. Проверка по двум условиям необходима потому что для
конкретной системы КУ может быть более 18.
- на электродинамическую стойкость выключатель проверяется по предельным
где iДИН - наибольший пик (ток электродинамической стойкости) по каталогу
IДИН - действующее значение периодической составляющей предельного
Проверка по двум условиям производится по тем же соображениям которые
указаны в предыдущем пункте.
- на термическую стойкость выключатели проверяются по тепловому импульсу
где ВК - тепловой импульс тока КЗ по расчету
IТЕР - среднеквадратичное значение тока за время его протекания (ток
термической стойкости) по каталогу кА
tТЕР - длительность протекания тока термической стойкости (по каталогу)
Выключатели на генераторном напряжении
Расчетный ток продолжительного режима в цепи генератора определяется
Для генераторов G1 G2 G3:
Для генераторов G5 G6:
В целях взаимозаменяемости и унификации применяемого оборудования
устанавливаем на всех генераторах однотипные выключатели по параметрам
генераторов G5 и G6. Выбираем выключатель масляный ВГМ-20-9011200 У3
(выключатель генераторный масляный 20 кВ номинальный ток отключения 90
кА для умеренного климата закрытой установки).
Разъединитель – РВРЗ-20-8000.
Расчетные и каталожные данные выключателя и разъединителя на генераторном
Расчетные данные Каталожные данные
Выключатель ВГМ – 20 – Разьединитель
11200 У3 РВРЗ – 20 – 8000
UДЕЙСТВ. = 105 кВUНОМ = 20 кВ UНОМ = 20 кВ
IMAX = 7958 А IНОМ = 11200 А IНОМ = 8000 А
IА( = 2230 кА IА НОМ = [pic]= ---
iУ = 9603 кА iДИН = 320 кА iДИН = 320 кА
IП = 3574 кА IОТК.НОМ = 90 кА ----
BК = 5135 кА2с IТЕР2 *tТЕР = 1252 * 4 =
IТЕР2 *tТЕР = 1252 * 4 = 62500 кА2 * с
Выбор выключателя и разъединителя обусловлен величиной длительно
допустимого тока 11200=IНОМ(IMAX.РАСХ=7958 А.
Выключатели и разъединители в схеме сборных шин ОРУ–110 кВ (в цепи
блока генератор–трансформатор).
Расчетный ток продолжительного режима в цепи блока
генератор–трансформатор определяется по наибольшей электрической мощности
генератора (генераторы G5 и G6 ТВФ-110-2ЕУ3 единичной мощностью S=1375
IНОРМ =IНОМ. Т =[pic] А
IMAX((13–14)*IНОМ.Т (939 А.
Расчётные токи КЗ принимаем с учетом того что все цепи на стороне ВН
проверяются по суммарному току КЗ на шинах (точка К1).
IПО = 2706кА Iп( = 2517 кА iУ = 6945 кА iА( = 1857 кА
BК=27062*(017+014)=227 кА2*с
Выбираем масляный баковый выключатель типа У-110-2000-40У1 (серия
«Урал» 110 кВ 2000 А ток отключения 40 кА для умеренного климата
открытой установки). Привод к выключателю ЩПЭ–44У1.
Выбираем по каталогу разъединитель типа РНДЗ–2–1102000 У1
(разъединитель наружной установки двухколонковый с двумя заземляющими
ножами на 110 кВ 2000 А). Привод ПРН–110 М. Все расчетные и каталожные
данные сведены в таблицу.
Таблица расчетных и каталожных данных для
выключателя и разъединителя 110 кВ
Выключатель У110 – 2000Разъединитель РНДЗ – 2
UУСТ= 110 кВ UНОМ = 110 кВ UНОМ = 110 кВ
IMAX = 939 А IНОМ = 2000 А IНОМ =1000 А
IП( = 2571 кА IОТК.НОМ = 40 кА ----
iА( = 1857 кА* IА НОМ = [pic]= ----
IПО = 2706 кА IДИН = 40 кА ----
IУ = 6945 кА IДИН = 102 кА IДИН = 80 кА
ВК = 227 кА2*с IТЕР2 * tТЕР = 402 * 3 IТЕР2 * tТЕР =3152 * 3
*проверка : [pic]*IОТК.НОМ *(1 +
[pic]*IПi + iа( = (Н100)= 141 * 40 * (1
1*2517+1857= + 02) =
Е*” =113 Е*” =108 Е*” =113
3Х10 086Х9 086Х8 086Х7
6Х4 154Х3 154Х2 154Х1

краткое описание ЭС.doc

Краткое описание электростанции
Алматинская ТЭЦ-2 построена в две очереди:
очередь строительства осуществлялась в 1978-1983 годы.
Были введены в эксплуатацию три паровых котла типа БКЗ-420-140-7С и
три паровых турбины типа ПТ-80100-13013.
очередь строительства осуществлялась в 1985-1989 годы.
Введены в эксплуатацию еще четыре паровых котла БКЗ-420-140-7Содна
паровая турбина типа Р-50-13013 и две паровые турбины типа Т-110120-130-
На начало 1995 года установленная мощность станции составила:
- электрическая - 510 Мвт
- тепловая - 1176 Гкаллч
Располагаемая мощность составила:
- электрическая - 410 Мвт
- тепловая - 768 Гкаллч
Максимальная тепловая нагрузка составила 734 Гкаллч.
Причиной разрыва установленной и располагаемой мощности является
дефицит паропроизводительности котлов работающих на непроектном топливе.
Кроме того из-за отсутствия потребителя пара 13 МПа турбина Р-50-13013
ст. № 4 недовырабатывает электроэнергию.
Выработка электроэнергии в конденсатном режиме особенно в летний
период ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и
неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.
ТЭЦ работает по тепловому графику с довыработкой электроэнергии в
конденсационном режиме.
Тепловая схема ТЭЦ 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 пос. Алгабас и в паре для расположенного на
прилегающей территории мазутохозяйства Алматинского предприятия тепловых
ТЭЦ работает в базовом режиме совместно с Западным тепловым
комплексом (ЗТК) который работает в пиковом режиме.
Выдача тепла на ЗТК осуществляется по тепломагистрали из двух труб
Ду= 800 и 1000 мм. Система горячего водоснабжения открытая.
Температурный график отпуска тепла - специальный с температурой сетевой
воды зимой - 150ОС летом - 70ОС.
Выдача тепла в пос. Алгабас по тепломагистрали из труб Ду= 400 мм по
традиционной двухтрубной системе.
Мазутохозяйству АПТС по двум паропроводам Ду= 150 мм с максимальным
расчетным расходом тепла 17.6 Гкаллч.
Газоочистное оборудование
Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах станции
применяются мокрые золоуловители скрубберы МВ-ВТИ с предвключенными
Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой
9 м диаметром устья 60 и 66 м. К трубе № 1 подключены котлы ст. №
34 к трубе № 2 котлы ст. № 567.
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
Д 20х20 производительностью 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 бункера с решетками с помощью качающихся питателей.
Основной тракт топливоподачи состоящий из ленточных конвейеров 1
и 2 подъема шириной ленты 1400 мм. На втором подъеме топливо взвешивается
ленточными весами типа ЛТМ. Для предохранения дробилок и мельниц на
конвейерах ст. №2 и №3 установлены магнитные сепараторы: шкивные и
Топливоподача в пределах главного корпуса где производится
загрузка бункеров сырого угля с помощью двухсторонних стационарных
плужковых сбрасывателей. В башне пересыпке главного корпуса установлены
пробоотборные установки в комплекте с дробильно-делительной установкой.
Для разгрузки неисправных вагонов служит эстокада высотой 3м длиной
0 м оснащенная люкозакрывателями.
Для размораживания пребывающего на ТЭЦ смерзшегося угля
эксплуатируется двухпутное размораживающее устройство на 20 вагонов.
Мазутное хозяйство на Алматинской ТЭЦ-2 рассчитано на прием восьми 60-
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 эстокады 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.
Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме 2-ступенчатого
обессоливания с производительностью 140 м3час.
Химводоочистка подпитки теплосети работает по схеме обработки
комплексоном ИОМС или подкисления с последующей декарбонизацией.
Производительность установки 7000 м3час.
Система технического водоснабжения
Система технического водоснабжения ТЭЦ - оборотная.
В качестве охладителей используются вентиляторные пленочные градирни.
Подача охлаждающей воды на конденсаторы происходит под действием
естественного напора. Возврат нагретой воды происходит 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.
Градирни оборудованы вентиляторами "Нема". Из-за неукомплектованности
двигателями и редукторами в работоспособном состоянии находятся
вентиляторы трех градирен.
Система гидрозолоудаления
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
Осветленная вода с золоотвала насосами подается через промежуточную
емкость на всас насосов. Насосы орошающей воды (НОВ) подают осветленную
воду на сопла труб Вентури и орошение эмульгаторов котлов ст. № 1 3. На
орошение скрубберов транспорт золы и шлака охлаждение подается
осветленная вода от коллектора насосов НГЗУ.
Планируется установка еще одной багерной насосной станции с котлом ст. №
Электрическая схема ТЭЦ
В настоящее время вся электрическая мощность ТЭЦ выдается и
распределяется на напряжение 11 кВ.
Генераторы станции № 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
0 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-110-2000-40 и ВМТ-110Б-402000.
В стадии строительства находится ОРУ 220 кВ. Для связи ОРУ 220 кВ и
ОРУ-110 кВ предусмотрен автотрансформатор типа АТДЦТН-125000220110.
Краткая характеристика котла БКЗ-420-140-7С
Котел БКЗ-420-140-7С (Е-420-140-7С) однобарабанный вертикально-
водотрубный с естественной циркуляцией имеет П-образную компоновку.
Расчетное топливо - Карагандинский пром. продукт со следующей
QРН = 3880 ккалкг АР = 38.7 % WР = 10 % SР =0.9 % VГ =30 %.
(из заводского расчета котлоагрегата)
номинальная производительность - 420 тч
давление в барабане - 159 кгссм2
давление перегретого пара - 140 кгссм2
температура перегретого пара - 560 ОС
Топка котла газоплотная из цельносварных экранов выполнена из труб
d = 60 мм с шагом 80 мм. Объем топки 2660 м3 расчетное теплонапряжение
На фронтовой стене топки установлены шесть вихревых пылегазовых
двухпоточных горелок в два яруса (по три на ярус). Крайние повернуты к
центру топки на 8 градусов. Производительность одной горелки 12.35 тч по
промпродукту Карагандинского месторождения и 5166 нм3ч по газу.
Шлакоудаление твердое непрерывное. Шнеками из водяных ванн по четыре на
Над топкой и в горизонтальном газоходе расположен радиационно-
конвективный пароперегреватель состоящий из четырех ступеней.
Регулирование температуры перегретого пара осуществляется в двух ступенях
впрыском собственного конденсата.
В конвективной шахте по ходу газов расположены водяной экономайзер
второй ступени трубчатый воздухоподогреватель второй ступени водяной
экономайзер первой ступени трубчатый воздухоподогреватель первой ступени.
Для размола топлива котел оборудован четырьмя индивидуальными
системами пылеприготовления со скребковыми питателями угля типа СПУ
06000 с молотковыми мельницами типа ММТ-20002600590 и вентиляторами
горячего дутья типа ВГДН-15 подающими воздух в мельницы.
Холодный воздух в котел подается двумя вентиляторами типа ДН-26ГМ
имеющих частоту вращения 740600 обмин. Удаление газов из котла
производится двумя двухскоростными (745590 обмин) дымососами
Для растопки котла предусмотрены 6 механических мазутных форсунок
производительностью 0.8 тоннчас мазута.
Очистка дымовых газов производится в мокрых золоуловителях по
интенсивной схеме орошения (при повышенных расходах орошающей воды). Для
повышения температуры дымовых газов за золоулавливающей установкой до 70
ОС в сборный короб чистого газа подается горячий воздух после
воздухоподогревателя.
Температура воздуха перед воздухоподогревателем регулируется
рециркуляцией горячего воздуха во всасывающий короб дутьевых вентиляторов.
Реконструированы пароперегреватели на всех котлоагрегатах с полным
демонтажем ширм первой ступени по согласованию с заводом-изготовителем.
Для сжигания высокозольных Борлинского Куучекинского и
Экибастузского углей и в целях снижения абразивного износа хвостовых
поверхностей нагрева котлоагрегатов по проекту "Казтехэнерго" и с согласия
завода-изготовителя на четырех котлоагрегатах выполнена их реконструкция
заключающаяся в следующем:
Водяной экономайзер реконструирован на новый с сохранением диаметра
труб 32х4 и металла (сталь 20) и увеличением поперечного и продольного
шага труб соответственно с 75 и 46 мм до 111 и 55 мм для снижения
скоростей газов и уменьшения золового износа труб. При этом живое сечение
газов увеличилось с 38.6 м2 до 50.3 м2 а поверхность нагрева экономайзера
уменьшилась на 32 % с 1790 до 1220 м2.
Остальные поверхности нагрева конвективной шахты котла оставлены без
изменения: водяной экономайзер первой ступени трубчатые
воздухоподогреватели первой и второй ступени.
Установлен дополнительно в обводном газоходе предвключенный трубчатый
воздухоподогреватель ПВП изтрубок диаметром 4037 мм шаг труб 10040.5 мм
поверхностью нагрева 1300 м2. Газы на ПВП отбираются после водяного
экономайзера 2 ступени сбрасываются в сборный газоход после подвесных
кубов ТВП 1 ступени. Цель установки ПВП - дополнительное снижение
скоростей газов в ВЭ 1 ступени в ТВП 1 и 2 ступеней а также компенсация
теплоиспользования газов после 2 ступени ВЭ.
Указанная реконструкция выполнена на котлоагрегатах станции № 1 2
4 5 и положительно сказалась на работе котлоагрегатов в части снижения
повреждаемости водяных экономайзеров и износа ТВП повысила располагаемую
нагрузку котлов до 380 тч хотя и привела к небольшому снижению
экономичности. Реконструкцию намечено провести на всех котлоагрегатах.
Ведется строительство комплекса котлоагрегата БКЗ-420-140-7С ст. № 8.
Площади поверхностей нагрева котла:
- пароперегревателя (после демонтажа 1 ступени ШПП) - 2987 м2
- водяного экономайзера 1 и 2 ступени:
до реконструкции по проекту "Казтехэнерго" - 4150 м2
после реконструкции по проекту "Казтехэнерго" - 3580 м2
- воздухоподогревателя 1 и 2 ступени - 26838 м2
- дополнительно установленного предвключенного воздухоподогревателя
Паротурбинная установка ПТ-80100-13013
Теплофикационая паровая турбина ПТ-80100-13013 с промышленным и
отопительными отборами пара предназначена для непосредственного привода
электрического генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 обс и отпуска
тепла для нужд производства и отопления.
Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже.
Номинальные параметры пара
Тепловая нагрузка ГДжч 284
Расход отбираемого пара на производственные нужды тч
Пределы изменения давления пара в регулируемом отопительном отборе Мпа
Давление производственного отбора 128
Расход охлаждающей воды тч 8000
Турбина имеет следующие регулируемые отборы пара:
производственный с абсолютным давлением (1275 ( 029) МПа и два
отопительных отбора - верхний с абсолютным давлением в пределах 0049-
45 Мпа и нижний с давлением в пределах 0029-0098 Мпа. Регулирование
давления отопительного отбора осуществляется с помощью одной регулирующей
диафрагмы установленной в камере верхнего отопительного отбора.
Регулируемое давление в отопительных отборах поддерживается: в верхнем
отборе - при включенных обоих отопительных отборах в нижнем отборе - при
включенном одном нижнем отопительном отборе. Сетевая вода через сетевые
подогреватели нижней и верхней ступеней подогрева должна пропускаться
последовательно и в одинаковых количествах. Расход воды проходящей через
сетевые подогреватели должен контролироваться.
Турбина пердставляет собой одновальный двухцилиндровый агрегат.
Проточная часть ЦВД имеет одновенечную регулирующую ступень и 16 ступеней
Проточная часть ЦНД состоит из трех частей:
первая (до верхнего отопительного отбора) имеет регулирующую ступень
и 7 ступеней давления
вторая (между отопительными отборами) две ступени давления
третья - регулирующую ступень и две ступени давления.
Ротор высокого давления цельнокованный. Первые десять дисков ротора
низкого давления откованы заодно с валом остальные три диска - насадные.
Парораспределение турбины - сопловое. На выходе из ЦВД часть пара
идет в регулируемый производственный отбор остальная часть отправляется
в ЦНД. Отопительные отборы осуществляются из соответствующих камер ЦНД.
Для сокращения времени прогрева и улучшения условий пусков
предусмотрены паровой обогрев фланцев и шпилек и подвод острого пара на
переднее уплотнение ЦВД.
Турбина снабжена валоповоротным устройством вращающим валопровод
турбоагрегата с частотой 34 обмин.
Лопаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте сети 50
Гц что соответствует частоте вращения ротора турбоагрегата 50 обс (3000
обмин). Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в
Паротурбинная установка Р-5060-13013-2
Паровая турбина с противодавлением Р-5060-13013-2 предназначена для
привода электрического генератора ТВФ-63-2 с частотой вращения 50 с-1и
отпуска пара для производственных нужд.
Номинальные значения основных параметров турбины приведены ниже:
Начальные параметры пара
Давление в выхлопном патрубке МПа 13
Турбина имеет два нерегулируемых отбора пара предназначенных для
подогрева питательной воды в подогревателях высокого давления.
Конструкция турбины:
Турбина представляет собой однацилиндровый агрегат с одновенечной
регулирующей ступенью и 16 ступенями давления. Все диски ротора откованны
заодно с валом. Парораспределение турбины с перепуском. Свежий пар
подводится к отдельно стоящей паровой коробке в которой расположен клапан
автоматического затвора откуда пар по перепускным трубам поступает к
четырем регулирующим клапонам.
Лапаточный аппарат турбины рассчитан на работу при частоте 3000
оборотов в минуту. Допускается длительная работа турбины при отклонении
частоты в сети 490-505 Гц
Турбоагрегат снабжен защитными устройствами для совместного
отключения ПВД с одновременным включением обводной линиии подачей сигнала.
Атмосферными клапонами-диафрагмами установленными на выхлопных патрубках
и открывающимися при повышеннии давления в патрубках до 012 МПа.
Паротурбинная установка Т-110120-13013
Теплофикационая паровая турбина Т-110120-13013 с отопительными
отборами пара предназначена для непосредственного привода электрического
генератора ТВФ-120-2 с частотой вращения 50 обс и отпуска тепла для нужд
Тепловая нагрузка ГДжч
Расход охлаждающей воды тч 16000
Давление пара в конденсаторекПа 56
Турбина имеет два отопительных отбора - нижний и верхний
предназначенные для ступенчатого подогрева сетевой воды. При ступенчатом
подогреве сетевой воды паром двух отопительных отборов регулирование
поддерживает заданную температуру сетевой воды за верхним сетевым
подогревателем. При подогреве сетевой воды одним нижним отопительным
отбором температура сетевой воды поддерживается за нижним сетевым
Давление в регулируемых отопительных отборах может изменяться в
в верхнем 0059 - 0245 Мпа при двух включенных отопительных отборах
в нижнем 0049 - 0196 Мпа при выключенном верхнем отопительном отборе.
Турбина Т-110120-13013 представляет собой одновальный агрегат
состоящий из трех цилиндров: ЦВД ЦСД ЦНД.
ЦВД - однопоточный имеет двухвенечную регулирующую ступень и 8
ступеней давления. Ротор высокого давления цельнокованный.
ЦСД - также однопоточный имеет 14 ступеней давления. Первые 8 дисков
ротор среднего давления откованы заодно с валом остальные 6 насадные.
Направляющий аппарат первой ступени ЦСД установлен в корпусе остальные
диафрагмы установлены в обоймы.
ЦНД - двухпоточный имеет по две ступени в каждом потоке левого и
правого вращения (одну регулирующую и одну ступень давления). Длина
рабочей лопатки последней ступени равна 550 мм средний диаметр рабочего
колеса этой ступени - 1915 мм. Ротор низкого давления имеет 4 насадных
С целью облегчения пуска турбины из горячего состояния и повышения ее
маневренности во время работы под нагрузкой температура пара подаваемого в
предпоследнюю камеру переднего уплотнения ЦВД повышается за счет
подмешивания горячего пара от штоков регулирующих клапанов или от главного
парапровода. Из последних отсеков уплотнений паровоздушная смесь
отсасывается эжектором отсоса из уплотнений.
Для сокращения времени подогрева и улучшения условий пуска турбины
предусмотрен паровой обогрев фланцев и шпилек ЦВД.
Допускается длительная работа турбины при отклонении частоты в сети
0-505 Гц. При аварийных для системы ситуациях допускается
кратковременная работа турбины при частоте сети ниже 49 Гц но не ниже
5 Гц (время указано в технических условиях).
Основное распределительное устройство
Схема: две секционированные системы шин с одной секционированной
обходной системой шин. Марка провода: АСО-600.
Выключатели: У-110-2000-40У1 завода "Уралэлектротяжмаш" г. Екатеринбург
UН = 110 кВ IН = 2000 А IН.ОТ. = 40 кА
ТВКЛ = 0.8 с. ТОТКЛ = 0.6 с.
Разъединители: РНДЗ-2-110-2000У1 завода "Разъеденитель" г. Великие Луки
UН = 110 кВ IН = 2000 А.
Трансформаторы напряжения: НКФ-110-57У1 UН.ВН. = 110000 3 В
UН.НН. = 100 3 В UН.ДОП. = 100 В.
Схема и группа соединения 111-0-0.
Разрядники: РВГМ-110.

Введение.doc

Теплоэнергетика является ведущей отраслью современного индустриально
развитого народного хозяйства. Основным направлением в развитии энергетики
является централизация энергоснабжения промышленности сельского
хозяйства городов и населенных пунктов. В числе энергоносителей особо
важное место занимает электроэнергия в силу универсальности ее применения
в различных отраслях на транспорте и в быту а также возможности
транспортировать на многие сотни и тысячи километров при минимальных
потерях. Для организации рационального энергоснабжения особенно большое
значение имеет теплофикация являющаяся наиболее совершенным методом
централизованного теплоснабжения и одним из основных путей снижения
удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.
При теплофикации реализуются два основных принципа рационального
- комбинированное производство тепла и электрической энергии
осуществляемое на теплоэлектроцентрали;
- централизация теплоснабжения т.е. подача тепла от одного источника
многочисленным тепловым потребителям.
Важной составной частью систем централизованного теплоснабжения
являются тепловые сети предназначенные для транспортирования и
распределения теплоносителя.
Развитие централизованного теплоснабжения осуществляется путем
строительства ТЭЦ различной теплопроизводительности.
Строительство теплоэлектроцентралей для нужд отопления и горячего
водоснабжения ведется как в районах массовой жилой застройки так и в
Задачей данного дипломного проекта является модернизация АТЭЦ – 2 с
рассмотрением оптимизации водно-химического режима тепловых сетей с целью
исключения запертой мощности работающей на каменном угле и обеспечивающей
электрической энергией и теплом коммунальные и промышленные предприятия.
В первом разделе проекта приводятся расчеты тепловых нагрузок на
отопление и вентиляцию и горячее водоснабжение годовой график
теплопотребления выбор основного оборудования ТЭЦ расчет тепловой схемы
паротурбинной установки и ее технико-экономических показателей.
Во втором разделе рассматривается водно-химический режим тепловых
сетей. Добавить подготовки подпиточной воды
В разделе охраны труда и безопасности жизнедеятельности
рассматриваются вопросы производственной санитарии противопожарных
мероприятий сейсмостойкого проектирования ТЭЦ а также производится
расчет вентиляции в котельном цехе расчет рассеивания вредных веществ и
выбор оптимальной высоты трубы.
В экономической части дипломного проекта составляется бизнес-план
производится расчет технико-экономических показателей ТЭЦ себестоимости
электрической энергии и теплоты.
Краткое описание электростанции.
Основное оборудование.
На Алматинской ТЭЦ – 2 установлено 7 энергетических котлов:
БКЗ – 420 – 140 – 7С
Сжигаемое топливо: Каменный уголь
Установлено 7 турбин:
одна паровая турбина типа Р – 50 – 13013
три паровых турбины типа ПТ – 80100 – 13013
три паровых турбины типа Т – 110120 – 130 – 5
На начало 2002 года установленная мощность станции составила:
- электрическая – 510 МВт
- тепловая – 1176 Гкалч
Располагаемая мощность составила:
- электрическая – 357 МВт
- тепловая – 721 Гкалч
Максимальная тепловая нагрузка составила 613 Гкалч.
Причиной в разрыве установленной и располагаемой мощности является
дефицит паропроизводительности котлов работающих на непроектном топливе и
низкая тепловая загрузка турбин.
Кроме того из-за отсутствия потребителя 13 МПа турбина Р–50–13013
недовырабатывает энергию. Выработка электроэнергии в конденсационном
режиме ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и
неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.
ТЭЦ работает по тепловому графику с довыработкой электроэнергии в
конденсационном режиме. Тепловая схема выполнена по секционному принципу с
поперечными связями по пару и воде. Восполнение потерь в цикле
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 мазутохозяйства АПК
РКТ. ТЭЦ работает в базовом режиме совместно с Западным тепловым
комплексом (ЗТК) который работает в пиковом режиме.
Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме Н-ОН обессоливания с
производительностью 140 м3час.
Химводоочистка подпитки теплосети работает по схеме обработки
комплексоном ИОМС и подкисления с последующей декарбонизацией.
Производительность установки 7000 м3ч.
Система технического водоснабжения.
Система технического водоснабжения ТЭЦ – оборотная. В качестве
охладителей используются вентиляторные плёночные градирни. Подача
охлаждающей воды на конденсаторы происходит под действием естественного
напора. Возврат нагретой воды производится с помощью циркуляционных
Система гидрозолоудаления.
Система гидрозолоудаления ТЭЦ оборотная гидравлическая включает в
себя 3 багерных насосных золошлакопроводы водоводы насосные станции
осветлённой воды и двухсекционный золоотвал.

Спецвопрос1.doc

Использование природных вод в качестве теплоносителя особенно при
повышенных температурах и давлениях приводит к выделению на теплонесущих
поверхностях или “поверхностях контакта” различных отложений содержащихся
в этой воде которые могут привести к снижению температуры сетевой воды
увеличению расхода топлива аварийному или преждевременному останову
оборудования и снижению его производительности. Во избежание всего этого
требуется ограничить или полностью исключить накипеобразования на
теплообменных поверхностях.
В последнее время для этих целей широко используется метод
коррекционной обработки воды с помощью ингибиторов отложений (ИОМСа).
Влияние ИОМСа и его композиций на кристаллизацию труднорастворимых
соединений экспериментальные исследования и их результаты рассматриваются
Также в нём приведены расчёт и описание установки на которой
производились исследования по повышению температуры сетевой воды в пиковых
бойлерах до температуры 140 - 145[pic]С путём изменения водно-
химического режима проведены испытания по нахождению оптимального
соотношения между комплексонами ИОМС и СК - 110; результаты расчетного
эксперимента на основании которых построены графики зависимости;
экспериментальное исследование влияния качественного и количественного
состава композиций на интенсивность накипеобразования а также анализ
полученных результатов.
Описание и расчёт экспериментальной установки
Исследования проводились на экспериментальной установке. Схема
установки показана на рис.1. На первой ступени теплообменника происходит
нагрев исходной воды от 150С до 120 0С на второй ступени – от 120 0С до
00С. Рабочее давление Первая и вторая ступени представляют собой
одноходовые кожухо-трубчатые теплообменники типа "труба в трубе".
Нагреваемая вода проходит по внутренней трубке а греющий пар подается в
кожух теплообменника. Теплоотдача от пара к стенке трубки происходит за
счет пленочной конденсации на ее поверхности.
Принцип работы установки. В бак исходной воды дозируется реагент
который тщательного перемешивается при помощи насоса по линии
рециркуляции. Затем исходная вода с определенным содержанием растворенного
в ней реагента подается под давлением при помощи насоса на первую ступень
теплообменника на которой возможность подогрева воды достигает 1200С
далее вода поступает во вторую ступень теплообменника где она нагревается
до 150 оС. Для контроля тепловых параметров установка оборудована
соответствующими контрольно-измерительными приборами. Контроль параметров
водно-химического режима осуществляется с помощью пробоотборников
Конструкция теплообменной установки позволяет снимать и производить
замену внутренней трубки что даёт возможность подробно изучить накипь на
стенках трубки и сделать вывод об эффективности того или иного реагента
Для контроля за водно-химическим режимом необходимо фиксировать
текущий тепловой и гидравлический режим работы установки анализировать
водно-химический режим путем отбора проб на выходе с установки. Основные
параметры водно-химического режима подлежащие определению – общая
жесткость общая щелочность.
Обследование проектной и фактически существующей схемы теплосети АПК ТЭЦ-
Анализ существующего водно-химического режима оборудования
Выбор проектной схемы подготовки подпиточной воды для открытой
системы теплоснабжения ТЭЦ-2 был сделан с учетом качества исходной воды
характеристик установленного теплофикационного оборудования и параметров
работы. Особенностью работы АТЭЦ-2 является использование однотрубной
системы теплоснабжения выполняющей функции подпиточной линии системы
теплоснабжения г. Алматы. В большинстве случаев величина подпитки то есть
производительность системы подготовки подпиточной воды составляет
незначительный объем от общего объема теплосети. При незначительном
превышении концентраций основных накипеобразующих компонентов в
подпиточной воде над концентрацией этих же компонентов в сетевой воде
этот фактор не окажет существенного влияния на качество сетевой воды
вследствие существенного разбавления. При работе по однотрубной системе
когда транзитная линия выполняет функции подпиточной линии тепловых сетей
превышение нормируемых показателей оказывает существенное влияние на
интенсивность накипеобразования поэтому при работе по однотрубной системе
необходима организация водно-химического режима полностью исключающего
процессы накипеобразования.
До перехода на комплексонный водно-химический режим подготовка
подпиточной воды осуществлялось по схеме Na-катионирования с подкислением.
Причем в летний период осуществлялось только подкисление. Для подкисления
до необходимой остаточной щелочности использовалась серная кислота. С
появлением ингибитора отложений минеральных солей (ИОМС) был введен
комплексонный водно-химический режим тепловых сетей. Данная технология
позволила существенно снизить эксплуатационные затраты и значительно
упростить схему подготовки сетевой воды. Однако применение ИОМСа не
позволило работать в безнакипном режиме при температурах свыше ~110-120 0С
поскольку ингибирующие способности ИОМСа ограниченны как по качеству
исходной воды так и по предельной температуре не воды а стенки
теплообменного аппарата. В связи с этим было принято решение о переходе на
комбинированный режим: ввод ИОМСа при предварительном подкислении исходной
воды серной кислотой. Данная схема обработки подпиточной воды применяется
и в настоящее время. Дозирование ИОМСа производится насосом-дозатором а
После изменения в 2000 г. последовательности ввода ИОМСа и серной
кислоты с учетом необходимого расстояния для равномерного распределения
концентрационного поля температура подогрева сетевой воды была повышена
до 125 0С при температуре стенки не выше 140 0С. Показатели водно-
химического режима составляли: остаточная щелочность Що = 07 мг-эквл
ИОМС = 08 ( 01 мгл. Повышение температуры подогрева сетевой воды при
исключении накипеобразования возможно за счет изменения состава
антинакипина Базовой частью композиции должен быть ИОМС а составляющей –
бесфосфорный реагент обладающий не меньшими ингибирующими свойствами чем
ИОМС. Это позволит исключить образование фосфатных отложений даже при
повышении температуры сетевой воды и концентрации фосфатов в исходном
Для определения предельных технологических параметров работы
оборудования и выбора композиции была спроектирована экспериментальная
установка и проведены натурные эксперименты по выбору композиции величины
подкисления дозы композиции и оптимального водно-химического режима.
Экспериментальные испытания по выбору оптимального водно-химического
В качестве бесфосфорного реагента в составе композиции предлагается
использование СК-110 имеющий санитарно-эпидемиологическое разрешение на
применение в тепловых сетях города технологический регламент на
технологию применения реагентов в системах теплоснабжения и горячего
водоснабжения и технические условия применения.
Реагент СК-110 предназначен для коррекционной обработки воды в
системах теплоснабжения и горячего водоснабжения с целью предупреждения
образования накипи на поверхностях нагрева в водогрейных котлах и
бойлерах а также для снижения загрязненности внутренних поверхностей
стенок трубопроводов и оборудования в системах теплоснабжения и горячего
ИОМС (ингибитор отложений минеральных солей) содержит до 90%
нитрилотриметилфосфоновой кислоты и около 10% фосфолированных полиаминов.
Обработка воды ИОМСом практически не увеличивает ее минерализации не
усиливает ее коррозионно-агрессивные свойства не оказывает влияния на
биологические обрастания или насосные отложения. Механизм стабилизирующего
действия заключается в адсорбции комплексона на микро-зародышах
кристаллизирующейся соли что препятствует дальнейшему росту кристаллов и
образованию отложений и обеспечивает стабильность пересыщенных растворов.
Конструктивный и тепловой расчет экспериментальной установки для
нагрева воды с 15 до 150 0С
Конструктивный и тепловой расчет пилотной установки производится
последовательно для первой а затем второй ступени теплообменника. Задача
расчета состоит в определении при номинальном режиме и заданной тепловой
производительности геометрических размеров теплообменника.
Исходными данными являются:
скорость протекания воды W=15 мс;
температура исходной воды t ж1`=15 0С;
температура воды на выходе из первой ступени теплообменника tж1`=1200С;
параметры греющего пара Р=0981 МПа t=250 0С;
внутренняя трубка теплообменника d=1412мм материал медь латунь;
коэффициент теплопроводности (=130 Втм0С;
теплоемкость воды Ср1=4187 кДжкг0С;
расход нагреваемой воды G1=061м3ч;
Расчет первой ступени теплообменника
Количество передаваемой теплоты:
Q= G1* Ср1(t ж1``-t ж1`) = (120-15)*4187*6103600 = 744 кВт;
Расход пара при Р=0981 мПа ts=2500С; i`=
Для расчета коэффициента теплоотдачи к внешней поверхности трубки при
конденсации пара необходимо знать температуру внешней поверхности tс2 и
высоту трубки Н. Так как значения этих величин неизвестны то расчет
производим методом последовательных приближений. Определяем средне
логарифмический температурный напор:
(tл= (t ж1``- t ж1`) (23 *
(tл = (120 - 15) (23 lg(250-15) (250 - 120)) = 178
Задаёмся температурой стенки наружной трубы
tс2 ( ts-[pic]tл2 = 250 - 1782 = 160 0С
Задаёмся высотой трубок
Приведенная длина трубки
Z = [p При ts=180 0С : В = 13*10-3 мВт; А = 150 1м*с
Z = ( ts- tс2 )*Н*А=(250-160)*15*150=20250 >2300
Течение пленки конденсата турбулентное по всей длине трубки.
Re = (253+0069 (РrРrс)025*Рr05*(Z-2300))43;
Re = (253+0069(111)025*105(20250-2300)) 43=16600;
Коэффициент теплоотдачи (от пара к стенке трубки)
Среднеарифметическая температура воды:
tж1 =05*(tж1`+ tж1``)=05*(120+15)=675 0С
при этой температуре:
Rе ж1=W*d1(ж1=15*12*10-3(0425*10-6)=42353;
Течение воды турбулентное.
Перепад температур по толщине стенки оцениваем примерно в 10 С тогда
Nuж1 = 0021 * Rе ж108 * Рr ж1043 * (Рr ж1 Рrс1)025 = 0021 *
35308 * 264043 * *(264 11)025= 200;
Коэффициент теплоотдачи (от стенки трубки к воде):
(1= Nuж1*(( ж1d1) = 200*066(12*10-3) = 11000 Вт( м2 0С);
Коэффициент теплопередачи:
К=1(1(1+((+1(2) = 1(111000+0001130+19459) = 4894 Вт(м2 0С);
Средняя плотность теплового потока:
q = К*(tл = 4894*178 = 871179 Втм2;
Площадь поверхности нагрева:
F = Qq = 744871 = 0085 м2;
Н = F((*dср*n) = 0085(314*13*10-3*1) = 21 м;
Температуры стенок трубок:
tс2 = ts-q(2 = 250 - 87117910126 = 164 0С;
tс1 = tс2-q*(( = 164 - 871179*10-3130 = 1570С;
Расчет второй ступени теплообменника
скорость течения воды W=15 мс;
температура воды t ж1`=120 0С;
температура воды на выходе из первой ступени теплообменника tж1`=1600С;
параметры греющего пара: Р=0981 мПа t=250 0С;
внутренняя трубка теплообменника: d=1412мм материал латунь;
коэффициент теплопроводности: (=130 Втм0С;
теплоемкость воды: Ср1=4187 кДжкг0С;
расход нагреваемой воды: G1=061м3ч;
Q= G1* Ср1(t ж1``-t ж1`) = (150-120)*4187*6103600 = 213 кВт;
Расход пара при Р=0981 МПа ts=2500С;
производим методом последовательных приближений.
Определяем среднелогарифмический температурный напор:
(tл= (t ж1``-t ж1`)(23*lg(ts- t ж1`)( ts- t ж1``)=(150-120)(23 lg(250-
0)(250-150)) = 115 0С
Задаёмся температурой наружной стенки трубы
tс2 ( ts-[pic]tл2 = 250 - 1152 = 193 0С
Z = (ts- tс2)*Н*А=(250-193)*2*150= 17100 >2300
Рrс[pic]095 (193 0С)
Re = (253+0069(1095)025 *105(17100-2300)) 43=14005;
tж1 = 05*(tж1`+ tж1``)=05*(120+150) =135 0С
Rе ж1=W*d1(ж1=15*12*10-3(0224*10-6) = 80357;
Перепад температур по толщине стенки оцениваем примерно в 10 С
Nuж1 = 0021 * Rе ж108 * Рr ж1043 * (Рr ж1Рrс1)025 = 0021 *
35708 * 13043 * *(13095)025 = 213;
(1= Nuж1*(( ж1d1) = 213*069(12*10-3) = 12248 Вт (м2 0С);
К=1(1(1+((+1(2) = 1(112248+0001130+15386) = 3636 Вт(м2 0С);
q = К*(tл = 3636*115 = 418175 Втм2;
F = Qq = 213418 = 005 м2;
Н = F((*dср*n) = 005(314*13*10-3*1) = 12 м;
tс2 = ts-q(2 = 250-4181755386 = 172 0С;
tс1 = tс2-q*(( = 172-418175*10-3130 = 169 0С;
Описание схемы и оборудования экспериментальной установки принцип работы
Первая ступень теплообменника подогревает исходную воду от 150С до
0 0С вторая ступень догревает воду до 150 0С. Первая и вторая ступени
представляют собой одноходовые кожухо-трубчатые теплообменники типа "труба
в трубе". Нагреваемая вода проходит по внутренней трубке а греющий пар
подается в кожух теплообменника. Теплоотдача от пара к стенке трубки
происходит за счет пленочной конденсации на ее поверхности. Конструктивный
расчет теплообменника приведен в параграфе (Конструктивный и тепловой
расчет экспериментальной установки для нагрева воды с 15 до 150 0С).
В бак исходной воды дозируется реагент который тщательного
перемешивается при помощи насоса по линии рециркуляции. Затем исходная
вода с определенным содержанием растворенного в ней реагента подается под
давлением при помощи насоса на первую ступень теплообменника где
происходит её подогрев до 1200С далее вода поступает на вторую ступень
теплообменника где она нагревается до 150 оС. Для контроля тепловых
параметров установка оборудована соответствующими контрольно-
измерительными приборами. Отбор проб производится с помощью
пробоотборников установки. Контроль параметров водно-химического режима
осуществляется по показателям общей жесткости и общей щелочности воды на
входе и выходе установки.
замену внутренней трубки что даёт возможность исследовать состав накипи
на стенках латунной трубки и сделать вывод об эффективности того или иного
Экспериментальные испытания
С целью определения выбора оптимального состава и дозы реагентов на
экспериментальной установке были проведены исследования с комплексонами
ИОМС и СК-110. Параметры водно-химического режима приведены в таблице **
№ опытаДлитель-ноТемпера-туОстаточная Доза Доза
сть опыта ра оС щелочность СК-110 ИОМС
4 часа 80-85 Исходная ------- 22
2 часа 120 Исходная ------- 17
4 часа 135-140 Исходная 20 -----
3 часа 150 Исходная 20 ------
3 часа 150 11 10 10
2 часа 145-150 26 10 10
3 часа 138 08 ------- 12-14
3 часа 150 08 2-25 -------
6 часов 150 10 04 10
3 часа 150 15 04 08
6 часов 145 15 03 06
10 часов 145 15 03 06
За время испытаний фиксировались данные по тепловому и водно-
химическому режимам по которым далее были построены графики из которых
видно изменение температуры сетевой воды в зависимости от давления
Схема экспериментальной установки.
позиции Наименование оборудования
1-я ступень теплообменника
2-я ступень теплообменника
Пробоотборник исходной воды
Пробоотборник воды за 1-й ступенью
Счетчик расхода воды
Перфорированная труба (линия рециркуляции)
Пробоотборник воды за 2-й ступенью
Уровнемерное стекло

Схема 2.doc

Схема экспериментальной установки.

Безопасность жизнедеятельности.doc

Безопасность жизнедеятельности.
Охрана окружающей среды.
Мероприятия по охране воздушного бассейна.
В целях снижения выбросов вредных веществ в атмосферу на АТЭЦ – 2
предусмотрены эффективные золоулавливающие установки – скрубберы с
вертикальными трубами Вентури (МВ-ВТИ) с интенсивным орошением труб
Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой
Н=129 м диаметром устья Dу=6 метров(1 труба) и диаметром устья Dу=6.6 м
(2труба). К трубе №1 подключены котлы 1-4 к трубе №2 подключены котлы 5-
Контроль за выбросами вредных веществ на АТЭЦ-2 осуществляется
расчетным путем ежемесячно. Концентрация в дымовых газах Nох и Со2
определяется химическим путем.
Предельно-допустимые концентрации вредных веществ.
Диоксид Оксид азота Диоксид азотаПятиокись Оксид
ванадия ванадия углерода
Расчет выбросов и их рассеивание в атмосфере от котлов ТЭЦ.
Расчет производим по методическому указанию Сулеева Н.Г. и Кибарина
А.А. Расчет рассеивания вредных выбросов в атмосферу для тепловых
электростанций и котельных на ПЭВМ: Методические указания к выполнению
дипломного проекта Алматы АЭИ 1995
МТВ=001*В*(аУН*АР+q4УН*[pic])*(1-()
МТВ=001*140000*(095*380+15*[pic])*(1–097)=1548905 гс
АР=380 %-зольность топлива на рабочую массу
q4УН=15 % -потеря теплоты от механического недожога топлива
аУН=095–доля частиц уносимая из топки
(=097–КПД золоуловителя с трубой Вентури
В = В*8=175*8=140 кгс=140000 гс – расход натурального топлива;
Выброс сернистого ангидрида.
МSO 2=0.02*B*SP*(1-((SO 2)*(1–(((SO 2)
МSO 2=0.02*140000*0.9*(1–0.2)*(1–0.02)=1975.68 гс
В=140000 гс–расход натурального топлива
SP=09 %-содержание серы в топливе на рабочую массу
((SO 2=02 – доля сернистого ангидрида улавливаемого летучей золой в
газоходах котла (для топок с твердым шлакоудалением)
(((SO 2= 002 – доля сернистого ангидрида улавливаемого в мокрых
золоуловителях (щелочность воды 75 мг-эквл).
Колличество выбросов оксидов азота.
МNO x=0.34*10-7*K*B*QHP*(1–[pic])*(1-(1*r)*(1*(2*(3*E2
МNO x=0.34*10-7*140000*7.355*16965*(1–[pic])*(1–0)*0.83*1*1*1=487.332
[pic] - коэффициентхарактеризующий выход оксидов азота на 1т сожжённого
топлива кгт D=420 тч –номинальный
DФ=380 тч–фактический
(1=0178+047*15=0833–безразмерный коэффициент учитывающий
влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого угля.
Исходная формула (1 =0178*047*NГ где NГ=15 %.
(2 – коэффициент учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок
(3 – коэффициент учитывающий вид шлакоудаления (т.к. шлакоудаление
твердое то (3=1). На котле БКЗ–420–140 отсутствует рециркуляция
воздуха следовательно 1–коэффициент рециркуляции равен нулю.
Кроме того нет и подачи части воздуха помимо основных горелок т.е.
=1–коэффициент характеризующий снижение выбросов оксидов азота
при двухступенчатом сжигании топлива.
Выбросы диоксида азота рассчитываются по формуле:
МNO 2=08*МNO x=08*487332=38986 гс
МNO =013*МNO x=013*487332=6335 гс
Количество выбросов оксидов ванадия
Выбросы происходят только при растопке котла для поддержания
постоянства величины факела. Для растопки 1-го котла предусмотрены 6
механических мазутных форсунок производительностью по 08 тч.
В=6*08=048 тч=1333 гс
Мазут используемый на ТЭЦ–2 Шымкентского и Атырауского
нефтеперегонных заводов – SP = 2 %.
[pic] содержание оксидов ванадия в жидком топливе в пересчёте на V2O5
(ОС – коэффициент оседания V2O5 на поверхностях КА причём котлы у нас с
промежуточным перегревом
(ОС – доля твёрдых частиц продуктов сгорания мазута улавливаемых в
устройствах для очистки газов мазутных котлов(0.
Определение минимальной высоты трубы.
где М=МSO 2+5.88*389.86=4268.057 гс
А=200 – коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы
VГ = 1248 м3с – объём дымовых газов на АТЭЦ–2 (из годового отчета по
станции) при расходе топлива на один котёл В=72 тч.
Объем дымовых газов на одну трубу:
F = 2 – коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном
воздухе при среднем эксплутационном коэффициенте очистки
выбросов не менее 90 %.
Т=ТУХ–ТЛЕТСР.МАКС=997 0С – разность температур выбрасываемых из котла
газов и средней максимальной температуры наружного воздуха наиболее
жаркого месяца года в 13.00 часов дня (принимается по СНиП 2.01.01.- 82
«Строительная климатология и геофизика ».
( = 1 – безразмерный коэффициент учитывающий влияние рельефа местности
в данном случае ровная и слабопересечённая местность.
СФ–фоновая концентрация вредных веществ характеризующая загрязнение
атмосферы создаваемое другими источниками. (принимаем в виду отсутствия
При принятой ориентировочно высоте трубы определяются безразмерные
коэффициенты m и n учитывающие условия выхода дымовых газов из трубы.
Значение коэффициентов m и n определяются в зависимости от параметров:
Диаметр устья дымовой трубы:
W0=35 мс–скорость выхода дымовых газов.
Расчёт максимальной концентрации вредных веществ
В связи с пролётом самолётов над АТЭЦ–2 на низкой высоте высота
дымовых труб занижена. Действительная высота дымовых труб 129 м.
От этой производной начнём определение максимальных концентраций
Величина максимальной приземной концентрации вредных веществ: [pic]
Отсюда видно что величина концентрации при высоте трубы 129 м
превышает допустимые.
Определение расстояния от дымовой трубы на котором достигается
максимальное значение концентрации вредных веществ.
Определение концентрации вредных веществ в атмосфере по оси факела
выброса на различных расстояниях от дымовой трубы.
При опасной скорости ветра Um приземная концентрация вредных веществ
Ci (мгм3) на различных расстояниях ( (м) от источника выброса
определяется по формуле:
где Si–безразмерный коэффициент определяемый в зависимости от
отношения [pic] и коэффициента F по формулам:
При (=1000 м и [pic]=[pic]
При (=3000 м и [pic]=[pic]
При (=5000 м и [pic]=2228 S1=
При (=7000 м и [pic]=3119 S1=0499
При (=10000 м и [pic]=4455 S1=0316
При (=2244407м и [pic]=1 S1=1
По результатам расчётов составим сводную таблицу:
CSO 2 +NO 2 1069 178 1632 1223 0888 0562
CЗОЛ(ТВ) 0389 0647 0593 0444 0323 0204
CSO 2 0496 0825 0756 0567 0412 02607
CNO x 0123 0204 0187 0140 0102 0064
На основании данной таблицы построим графики:
1.3. Определение границ санитарной защитной зоны.
где L0 (м) – расчётный размер участка местности в данном направлении
где концентрация вредных веществ ( с учётом фоновой
концентрации от других источников ) превышает ПДК .
P (%) – среднегодовая повторяемость направления ветров расматриваемого
P0 (%) - повторяемость направления ветров одпого румба при годовой розе
l0 (м) – размер С З З установленный в санитарных нормах проектирования
промышленных предприятий .
Среднегодовая роза ветров характеризуемая значениями Р для разных
румбов принимается по данным “Справочник по климату СССР
По данным годового отчёта за 1996 год имеем :
Характеристики Направления ветров
С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ
Повторяемость 14 8 7 14 30 9 10 8
Отношение РР0 112 064 056 112 24 072 08 064
Величина С З З L0 м 1000
l = L0 *PР0 м 1120 640 560 1120 2400 720 800 640
По данным таблицы строим план санитарно-защитной зоны (стр 18)
Мероприятия по защите водного бассейна.
Характеристика водных объектов.
Источником водоснабжения АТЭЦ – 2 является Талгарский подземный
водозабор. Подача воды на ТЭЦ производится от повысительной насосной по
четырем водоводам 2хДу700 мм и 2хДУ900 мм протяженность трассы 10 км. На
указанных водоводах в пределах территории ТЭЦ установлены баки запаса
сырой воды V=2х5000 м3. От баков запаса вода подается непосредственно
в главный корпус в подводящий коллектор насосов сырой воды. Обеспечение
водой других потребителей ТЭЦ–2 выполняется путем подключения
внутриплощадочных сетей водопровода к напорным коллекторам трубопроводов
Водопотребление и водоотведение.
С целью экономии водных ресурсов и минимального влияния на окружающую
среду а также максимального использования производственных стоков на
АТЭЦ–2 принята следующая система водоснабжения. Питьевая вода Талгарского
подземного водозабора используется на подпитку теплосети системы
теплоснабжения г. Алматы для собственных нужд химводоотчистки для
подпитки оборотной системы тех водоснабжения на хозяйственно – питьевые
Водоотведение сточных вод ТЭЦ предусматривается:
Стоки продувки цирк системы и засоленные стоки химводоотчистки не
имеющие вредных примесей отводятся в городскую систему канализации по
специальному коллектору Ду=300мм. До сброса в городской коллектор стоки
обезвреживаются и усредняются до допустимых концентраций (40 гл) в
составе концентрата мягкие натриевые соли Na2SO4 Na2SiO3 напаренная
органика гидроокись железа и соединения меди.
Стоки загрязненные нефтепродуктами направляются на очистные
сооружения после чего возвращаются в цикл станции на подпитку
Хозяйственно–бытовые стоки отводятся в сеть хозяйственно-бытовой
канализации и направляются напорным коллектором Ду=150 мм в систему
городской бытовой канализации.
Мероприятия по охране подземных вод от загрязнения.
Система тех водоснабжения химобработки воды и хозбытовые воды
выполнены в закрытом исполнении преимущественно в стальных трубах.
Система герметизации водоводов и коллекторов не допускает утечек а
следовательно и загрязнение грунтовых и поверхностных вод.
Система и сооружения гидрозолоудаления выполнены в соответствии со
СНиП 2.01.28-85 "полигоны по обезвреживанию и захоронению промышленных
Выход золошлаклвых отходов составляет 1800 тонн в год.
Для складирования золошлаков с первой очередью строительства был
построен золоотвал емкостью 95 млн м3 на расстоянии 1 км от ТЭЦ. В 1998
году была построена 2 секция золоотвала.
Существующий золоотвал овражного типа имеет систему защиты грунтовых
вод от загрязнения. В качестве противофильтрационной защиты золоотвал
имеет противофильтрационный экран по всей площади ложа и откосов.
Экран выполнен из уплотненного суглинка толщиной 1 м.
Имеющаяся на действующим золоотвале противофильтрационная защита
обеспечивает защиту природных вод от загрязнения.
На АТЭЦ-2 ежемесячно каждый третий вторник проводится день техники
безопасности цель которого является выявление нарушений техники
безопасности В его проведении в течении года принимают участия все
руководители станции начальники цехов их заместители начальники
Проводятся следующие комиссионные проверки:
Топливо - транспортный и котельный цех – на предмет наличия отложений
Помещения аккумуляторных батарей электрического цеха.
Компрессорной станции при котельном цехе.
Комплексная проверка турбинного цеха.
Комплексная проверка котельного цеха.
Комплексная проверка химического цеха.
Комплексная проверка электрического цеха.
Комплексная проверка топливо – транспортного цеха.
Проводятся также ночные обходы и внезапные проверки состояния ТБ и
охраны труда на рабочих местах руководством станции цехов инспекцией
станции. По результатам обходов и проверок составляют приказы по станции
или выдаются предписания руководителям цехов где было обнаружено
На АТЭЦ-2 действует кабинет техники безопасности в котором
Тренажер для обучения персонала правилам реанимации при поражении
электрическим током и при других случаях остановки сердца
Уголок противопожарной безопасности с выставкой разных видов
Видеоаппаратура для просмотра учебных видеофильмов.
Кроме того кабинет техники безопасности используется в качестве
учебного класса для обучения работе с электрифицированным оборудованием.
Состояние пожарной безопасности
Для противопожарной защиты зданий и сооружений на площадке ТЭЦ-2
предусмотрена пожарнае часть (ПЧ-13) на два автохода.
Из всех зданий и сооружений предусмотрено не менее двух эвакуационных
выходов расположенных рассредоточено. Для зданий высотой 10 м и более
предусмотрены выходы на кровлю из лестничных клеток или по наружным
стальным лестницам при высоте зданий более 20 м – по стальным маршевым
лестницам с уклоном не более 6:1. В местах перепада высот более 1 метра
предусмотрены лестницы независимо от высоты здания. В настоящее время на
ТЭЦ предусмотрена противопожарная автоматика кабельных сооружений на базе
аппаратуры ППС-1 и из вещательной пожарной сигнализацией ДИП-1
Приняты следующие виды противопожарной защиты зданий и сооружений
соответствующие ГОСТ 12.1.033-81:
Кабельные туннели и короба проходные полуэтажи автоматическое тушение
высокократной воздушно – механической пеной.
В местах примыкания галереи топливо – подачи к дробильному отделению
разгрузочному устройству башне пересыпки главного корпуса на основном
тракте в местах примыкания галереи конвейера выдачи и на питателях угля
предусмотрена разводка от внутриплощадочного
противопожарно–хозяйственного водопровода.
В котельном цехе на отметке –11.5и 0.00 метров и в машинном зале на
отметке 0.00 метров установлены противопожарные посты переносные
пеногенераторы которые предназначены для локального пожаротушения
При возникновении дыма или повышении температуры в помещении
комбинированные извещатели системы обнаружения подают импульс:
на открытие определенных задвижек с электроприводом
на включение рабочего насоса который забирает из резервуара готовый 6%
раствор пенообразователя и нагнетает его в сеть противопожарной
В котельном цехе предусмотрена установка сигнализаторов повышения
температуры уходящих газов с выводами показателей на щит а также
аварийная блокировка механизмов. При выходе из строя дымососов
автоматически отключаются дутьевые вентиляторы горячего угля и питатели
пыли. Для тушения очагов тления и загорания топлива у молотковых мельниц и
сепараторов пыли предусмотрена установка пенных огнетушителей типа ОП-5 и
углекислотных ОУ-5 и ОУ- 8
В турбинном цехе наиболее опасным участком при пожаре является
маслосистема турбоустановки. Для предотвращении пропитки маслом изоляции
предусмотрено покрытие их кожухом из белой жести. На маслосистеме
генераторов установлены автоматические газоанализаторы подающие световой
и звуковой сигналы на при содержании водорода в воздухе системы не менее
% по объему так как установка с водородным охлаждением.
На масломазутохозяйстве для тушения пожара резервуаров с мазутом
предусмотрен закольцованный противопожарный водопровод с установкой
пожарных гидрантов и передвижными средствами пожаротушения. Для тушения
очагов загорания в помещения мазутонасосной и маслоаппаратной предусмотрен
подвод пара с ручным управлением запорной задвижкой расположенной в
безопасном месте с наружной стороны здания.
На щитах управления в залах вычислительной техники кабинах пультах
и постах управлением технологическими процессами поддерживается
температура воздуха 22-24 оС относительная влажность 60-40 % и скорость
движения ветра не более 01 мс в соответствии с санитарными нормами
микроклимата в производственных помещениях СН №4083-86. В производственных
помещениях в которых допустимые нормативные величины микроклимата не
представляется возможным установить из-за технической недостижимости
предусмотрены мероприятия по защите работающих от возможного перегрева:
система местного конденционирования воздушное душирование средства
индивидуальной защиты.
Отопление и вентиляция главного корпуса
Отопление главного корпуса производится рециркуляционными
отопительными аппаратами АПВС-11080 работающие на перегретой воде
отвечающее требованиям
Воздухообмен в машинном и котельном отделениях определяется из
условия удаления избытков тепла и создании температур в рабочих зонах
определяемых санитарными нормами. Технологическая компоновка главного
корпуса отличается наличием сплошных перекрытий заглублением рабочей
отметки застроенностью фасада по ряду «А» в связи установкой
трансформаторов и отсутствием организованных вентиляционных проемов по
ряду «Б» благодаря чему создаются непроветриваемые зоны с высокой
температурой. При выборе схемы вентиляции это обстоятельство привело к
применению на участках теплофикационной насосной помещений машинного и
котельного отделения вентиляции с механическим возбуждением. Приток
наружного воздуха осуществляется приточными установками механической
вентиляции. В летнее время предусмотрено охлаждение приточного воздуха. В
машинном отделении установлено 6 приточных камер производительностью
х40000 м3ч и 3х9100 м3ч в котельном отделении 6 приточных камер
производительностью 40000 м3ч каждая. В зимний период камеры работают на
смешение наружного и внутреннего воздуха. Из котельного отделения воздух
удаляется дутьевыми вентиляторами.
Воздухообмен кабельных полуэтажей рассчитан на поглощение
тепловыделений от электрокабелей. В помещениях распределительных устройств
кВт и 04 кВт предусмотрена аварийная вентиляция. Аварийные вентиляторы
включаются автоматически при достижении температуры воздуха +35 оС. приток
воздуха в помещения кабельного этажа и распределительного устройства –
естественный из машинного отделения. Удаление воздуха происходит осевыми
вентиляторами в сторону котельного отделения. На притоке и вытяжки
установлены воздушные заслонки с электроприводами для регулирования
В помещении аккумуляторных батарей работает приточно – вытяжная
вентиляция с механическим возбуждением с отчисткой приточного воздуха.
Вентиляторы размещаются в вентиляционных камерах и принимаются во
взрывоопасном исполнении.
В помещениях главного щита управления и помещениях блочных щитов
управления предусмотрено круглогодичное кондиционирование воздуха
рассчитанное на поглощение теплоизбытков от людей ламп освещения и так
далее. Кондиционеры работают на рециркуляции количество наружного воздуха
в смеси – 10% от общего объема приточного воздуха. Обработанный воздух
подается в помещение щитов управления через двухструйные шестидиффузорные
воздухораспреде-лители типа ВДШ – 2.
Тепловая изоляция с покровным слоем покрываются трубопроводы и
оборудования с температурой теплоносителя выше +45оС. Выбор
теплоизоляционных конструкций произведен по «информационному сообщению
ОПРНТ ТЭПа от 29.03.91 г. №1-Т». для изоляции трубопроводов в
зависимости от диаметра и температуры приняты следующие материалы:
базальтовый шнур шнур минватный в оплетке из ровинга маты из
базальтового супертонкого волокна. В качестве покровного слоя применяется
металлический кожух из оцинкованной стали или алюминиевых сплавов.
Заземляющее устройство и молниезащита
Молниезащита зданий и сооружений ТЭЦ-2 предусмотрена в соответствии с
требованиями инструкций РД 34.21-122-87 ПУЭ.
Для заземления электрооборудования устанавливаемого в зданиях
предусматривается внутренний контур заземления выполняемый стальной
полосой сечением 40х4 и 25х4 мм2. Предусмотрено также использование для
заземления стальных строительных и кабельных конструкций присоединяемых к
контуру заземления. Внутренний контур также присоединен к наружному
контуру к которому также присоединяется оборудование открыто
(трансформаторы оборудование открытого распределительного устройства 110
Для обеспечения необходимого уровня безопасности в зонах обслуживания
электроустройств и установок в соответствии с ГОСТ 12.1.019-79 (СТ СЭВ
30-84) предусматривается заземляющее устройства соединяемые не менее
чем в двух точках с существующим общим для всей территории ТЭЦ
заземляющим устройством с сопротивлением не превышающим 05 Ом. Для защиты
людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции
электрооборудование предусмотрено заземление корпусов электродвигателей и
аппаратуры и зануление светильников внутреннего и наружного освещения.
В сети ремонтного освещения предусмотрено пониженное напряжение 12
В. для питания переносного ручного инструмента предусмотрена
электропроводка 36 В 200 Гц.
Электрическое освещение
В соответствии с действующими нормами и руководящими указаниями на
АТЭЦ – 2 предусмотрены следующие виды сетей освещения соответствующие СниП
-4-79 «естественное и искусственное освещение):
рабочее освещение с напряжением 220 В переменного тока запитываемое с
силовых секций собственных нужд 04 кВ через стабилизаторы;
аварийное освещение – питается от аккумуляторной батареи 12 В;
охранное освещение – на 220 В переменного тока;
запитываемого от специальных понижающих трансформаторов;
светоограждение дымовых труб – сеть на 220 В переменного тока.
Управление рабочим освещением – ручное с автоматическим включением
сети аварийного освещения.
Управление наружным освещением и светоограждением дымовых труб
предусматривается как ручное с главного щита управления так и
автоматическое с использованием фотоэлементов.
Управление охранным освещением – ручное из помещения службы охраны.
Разряд Характеристика Размеры Освещение Освещение
работы объекта верхнее и боковое%
различения% комбини-рован
Особо точная 01 10 35
Высокой точности 01-03 7 2
Малой точности 1-10 3 1
Грубая Более 10 2 05
Общее наблюдение за---- 1 025
На ТЭЦ размещается большое количество оборудования эксплуатация
которого связанна со значительным шумоизлучением.
Эти источники имеют различные спектры излучения шума; они размещаются
как внутри так и вне помещения ТЭЦ.
В здании ТЭЦ находятся следующие источники шума: паровые турбины
генераторы котлы углеразмольно и тягодутьевые машины компрессоры
насосы парапроводы и др.
Вне помещения ТЭЦ расположены вентиляционные установки
трансформаторы градирни. все эти источники шума оказывают продолжительное
воздействие как на обслуживающий персонал предприятия так и на жителей
близлежащих населенных пунктов.
Установлены допустимые уровни шума (СНиП № 3223-85) на рабочих местах
и на территории предприятия которые не должны превышать 80 дБ.
Для выполнения санитарных норм по уровням шума на ТЭЦ предусмотрены
следующие мероприятия. Рабочие места в производственных помещениях с
постоянным пребыванием людей при уровне производственного шума превышающем
нормируемый санитарный уровень оборудуются специальными приспособлениями:
шумоотражающими экранами шумоглушащими кабинами виброизолирующими
опорными площадками и прочее.
Такие помещения как щиты управления находящиеся внутри
производственных зданий ограждаются тяжелыми стеновыми панелями и изнутри
облицовываются специальными звукопоглощающими материалами снабжаются
витринами с двойными стеклами и упругим уплотнением дверей.
Кроме того для создания комфортных для шума условий на уровне
человеческого роста на территории станции вдоль всех проездов и
пешеходных дорожек высаживаются кустарниковые древесные насаждения и
организуются соответствующие шумозащитных экранов.
Сосуды под давлением. Применение предохранительных клапанов
Безопасность эксплуатации систем работающих под давлением
обеспечивается соблюдением «правил устройства и безопасной эксплуатации
сосудов работающих под давлением» утвержденных Горгостехнадзором. Данные
правила распространяются на:
сосуды работающие под давлением воды с температурой выше 115 оС или
другой жидкости с температурой превышающей температуру кипения при Р=007
МПа без учета гидростатического давления;
сосуды работающие под давлением пара или газа выше
баллоны предназначенные для транспортировки и хранения сжатых сжиженных и
растворенных газов под Р>0.07 МПа
цистерны и бочки для транспортировки и хранения сжиженных газов давление
паров которых при температуре до 50 оС превышает Р=0.07 МПа.
(Предлагаемый в проекте котел (БКЗ 420-140-7с) имеет рабочее давление
Для обеспечения безопасности при эксплуатации сосуды в зависимости от
их назначения должны быть оснащены:
предохранительными клапанами;
запорной или запорно-регулирующей арматурой;
приборами для измерения давления;
приборами для измерения температуры;
указателями уровня жидкости
Применению защиты от недопустимого повышения давления рабочей среды
на ТЭЦ подлежат: пароводяной и газовый тракт котлов деаэраторы паровые
пространства теплообменников трубопроводы насосы выхлопные патрубки
турбин расширительные баки редукционно-охладительные установки и так
В качестве предохранительных устройств применяются: пружинные
предохранительные клапаны рычажные – грузовые предохранительные клапаны
импульсные предохранительные устройства (состоящие из главного
предохранительного клапана и управляющего импульсного клапана прямого
действия) предохранительные устройства с разрушающимися мембранами.
Предохранительные клапана служат для быстрого снижения давления
рабочей среды до нормальной. Когда давление в защищаемом объекте достигает
установленного предела предохранительный клапан автоматически открывается
и выпускает рабочею среду в атмосферу или специальную емкость большого
объема и закрывается также автоматически при снижении давления до
нормального. Это дает возможность оперативному персоналу востонавить
нормальный режим работы оборудования или отключить его без повреждений.
По способу воздействия рабочей среды на тарелку затвора при
срабатывании предохранительных устройств различают две группы клапанов:
Прямого и непрямого действия.
Клапаны прямого действия бывают с нагружением затвора грузом
пружинной и рычажной – грузовой системой. Эти клапана открываются с силой
создаваемой давлением рабочей среды и приложенной непосредственно к
тарелке затвора. С ростом давления сверху установленной нормы сила
действующая на тарелку снизу превышает усилия уравновешивающего устройства
и открывает затвор. Рабочая среда при этом уходит из защищаемого объекта и
давление в нем снижается до безопасной величины.
Клапаны непрямого действия применяются при большом номинальном
расходе пара и высоких его параметрах входят в состав импульсно
предохранительных устройств.
В защищаемой системе при повышении давления пара выше допустимого
открываются импульсно – предохранительный клапан. В следствии превышения
усилия под тарелкой от воздействия перепадов давления над усилием
воздействующим на тарелку через исток со стороны груза. Пар из импульсно –
предохранительного клапана через соединительный трубопровод опадает в
надпоршневое пространство сервопривода главного предохранительного
клапана. Так как площадь поршня превышает площадь тарелки на которую
постоянно воздействует давление пара и осуществляет закрытие клапана
возникает перестоновочное усилие направленое в сторону открытия клапана
и главный предохранительный клапан открывается. При понижении давления до
заданной величены определяемого настройкой импульсно предохранительного
клапана последний закрывается. Давление над поршнем главного
предохранительного клапана падает и под воздействием перепада давления
пара на тарелку и пружину он закрывается.
Каждый котел паропроизводительностью более 100 кгч должен быть
снабжен не менее чем двумя предохранительными клапанами один из которых
должен быть контрольным.
Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов
устанавливаемых на котел должна быть не менее часовой производительности
Задачи сейсмостойкого проектирования ТЭЦ
Возникающие во время землетрясения хаотичные перемещения грунтов
основания вызывают в конструкциях зданий и фундаментах под оборудованием
низкочастотные затухающие колебания.
Колебания этих сооружений и их элементов действуя на установленное
на них оборудование и аппараты в свою очередь вызывают в них свои
колебания возможно в другом диапазоне частот. Благодаря резонансным
явлениям колебания отдельных элементов зданий конструкций оборудования
усиливаются особенно при большой высоте вибрирующих объектов и на верхних
отметках зданий и могут достигать разрушительной силы.
Во время сейсмического воздействия обычное оборудование получает
дополнительные инерционные нагрузки на которые оно при конструировании не
Во время сейсмического толчка оборудование может подвергнуться
механическому повреждению может опрокинуться и сместиться. Повреждение
сварных соединений потеря теплоносителя реагентов на химводоочистке
повреждение патрубков насосов или паропроводов парогенераторов смещение
крупных узлов оборудования повреждение подшипников и лопаток
турбоагрегатов механическое повреждение поломка опрокидывание выход из
строя электрического оборудования – все эти явления недостаточно
исследованы и поэтому не всегда могут быть правильно учтены при
проектировании. Тем не менее они должны в определенной степени быть
учтены для обеспечения безопасной и надежной работы электростанции во
время землетрясения.
Решение проблем сейсмостойкости ТЭЦ для обеспечения надежной ее
эксплуатации должны рассматриваться с учетом технико-экономических
факторов т.е. основываться на разумном сочетании требований надежности и
Основными задачами сейсмостойкого проектирования при разработке
технологических частей проекта для ТЭЦ строящихся в сейсмических
условиях является обеспечение:
- безопасности обслуживающего персонала;
- сохранности дорогостоящего оборудования;
- надежности работы ТЭЦ.
Предложения по разработке сейсмических мероприятий.
Все оборудование коммуникации и системы отнесенные к источникам
повышенной опасности должны быть проверены и раскреплены с учетом
дополнительных сейсмических нагрузок соответствующих девяти бальному
Паровые котлы Барнаульского котельного завода в соответствии с
данным проектом изготовляются в сейсмическом исполнении.
Трубопроводы высокого давления сетевой воды трубопроводы
оборудования пожаротушения рассчитываются и законструированы только с
учетом высокой бальности сейсмического воздействия. Однако указанные
мероприятия не могут полностью гарантировать исключения аварии.
Предлагается рассмотреть вопрос автоматического отключения
теплофикационной системы а так же сброс пара в атмосферу чтобы уменьшить
возможные последствия при аварии паропроводов.
Резервуары большой емкости необходимо законструировать в соответствии
с “Рекомендациями по расчету резервуаров и газгольдеров на сейсмические
Схема останова ТЭЦ при сейсмических толчках более 4 баллов должна
обеспечивать автоматический останов без вмешательства обслуживающего
персонала. Оборудование и приборы действующие в останове должны быть

Содержание.doc

Тема: "Модернизация Алматинской ТЭЦ - 2 путём изменения водно-химического
режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры
сетевой воды до 140 – 145 0С.
Пояснительная записка:
Описание и расчёт тепловой схемы АТЭЦ - 2
Выбор и описание основного и вспомогательного оборудования
2. Фактические нагрузки и параметры работы оборудования
3. Модернизация Алматинской ТЭЦ - 2
Описание компоновки главного корпуса
Электрическая часть (главная схема электрических соединений)
Охрана труда и безопасность жизнедеятельности
Спецвопрос (повышение температуры сетевой воды в пиковых бойлерах до
температуры 140 - 1450С путём изменения водно-химического режима)
Теплоэнергетика является ведущей отраслью современного индустриально
развитого народного хозяйства. Основным направлением в развитии энергетики
является централизация энергоснабжения промышленности сельского хозяйства
городов и населенных пунктов. В числе энергоносителей особо важное место
занимает электроэнергия в силу универсальности ее применения в различных
отраслях на транспорте и в быту а также возможности транспортировать на
многие сотни и тысячи километров при минимальных потерях. Для организации
рационального энергоснабжения особенно большое значение имеет теплофикация
являющаяся наиболее совершенным методом централизованного теплоснабжения и
одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку
электрической энергии.
При теплофикации реализуются два основных принципа рационального
- комбинированное производство тепла и электрической энергии
осуществляемое на теплоэлектроцентрали;
- централизация теплоснабжения т.е. подача тепла от одного источника
многочисленным тепловым потребителям.
Важной составной частью систем централизованного теплоснабжения являются
тепловые сети предназначенные для транспортирования и распределения
Развитие централизованного теплоснабжения осуществляется путем
строительства ТЭЦ различной теплопроизводительности.
Строительство теплоэлектроцентралей для нужд отопления и горячего
водоснабжения ведется как в районах массовой жилой застройки так и в
Задачей данного дипломного проекта является модернизация АТЭЦ – 2 с
рассмотрением оптимизации водно-химического режима тепловых сетей с целью
исключения запертой мощности работающей на каменном угле и обеспечивающей
электрической энергией и теплом коммунальные и промышленные предприятия.
В первом разделе проекта приводятся расчеты тепловых нагрузок на
отопление и вентиляцию и горячее водоснабжение годовой график
теплопотребления выбор основного оборудования ТЭЦ расчет тепловой схемы
паротурбинной установки и ее технико-экономических показателей.
Во втором разделе рассматривается применение водно-химический режим
тепловых сетей. Добавить подготовки подпиточной воды
Использование природных вод в качестве теплоносителя особенно при
повышенных температурах и давлениях приводит к выделению на теплонесущих
поверхностях или “поверхностях контакта” различных отложений содержащихся
в этой воде которые могут привести к снижению температуры сетевой воды
увеличению расхода топлива аварийному или преждевременному останову
оборудования и снижению его производительности. Во избежание всего этого
требуется ограничить или полностью исключить накипеобразования на
теплообменных поверхностях.
В последнее время для этих целей широко используется метод коррекционной
обработки воды с помощью ингибиторов отложений (ИОМСа). Влияние ИОМСа и его
композиций на кристаллизацию труднорастворимых соединений
экспериментальные исследования и их результаты рассматриваются в этом
Во втором разделе также приводятся:
В экономической части дипломного проекта составляется бизнес-план
производится расчет технико-экономических показателей ТЭЦ себестоимости
электрической энергии и теплоты.
В разделе охраны труда и безопасности жизнедеятельности рассматриваются
вопросы производственной санитарии противопожарных мероприятий
сейсмостойкого проектирования ТЭЦ а также производится расчет вентиляции в
котельном цехе расчет рассеивания вредных веществ и выбор оптимальной
Краткое описание электростанции.
Основное оборудование.
На Алматинской ТЭЦ – 2 установлено 7 энергетических котлов:
БКЗ – 420 – 140 – 7С
Сжигаемое топливо: Каменный уголь
Установлено 7 турбин:
одна паровая турбина типа Р – 50 – 13013
три паровых турбины типа ПТ – 80100 – 13013
три паровых турбины типа Т – 110120 – 130 – 5
На начало 2002 года установленная мощность станции составила:
- электрическая – 510 МВт
- тепловая – 1176 Гкалч
Располагаемая мощность составила:
- электрическая – 357 МВт
- тепловая – 721 Гкалч
Максимальная тепловая нагрузка составила 613 Гкалч.
Причиной в разрыве установленной и располагаемой мощности является дефицит
паропроизводительности котлов работающих на непроектном топливе и низкая
тепловая загрузка турбин.
Кроме того из-за отсутствия потребителя 13 МПа турбина Р–50–13013
недовырабатывает энергию. Выработка электроэнергии в конденсационном режиме
ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и
неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.
ТЭЦ работает по тепловому графику с довыработкой электроэнергии в
конденсационном режиме. Тепловая схема выполнена по секционному принципу с
поперечными связями по пару и воде. Восполнение потерь в цикле
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 мазутохозяйства АПК РКТ. ТЭЦ
работает в базовом режиме совместно с Западным тепловым комплексом (ЗТК)
который работает в пиковом режиме.
Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме Н-ОН обессоливания с
производительностью 140 м3час.
Химводоочистка подпитки теплосети работает по схеме обработки комплексоном
ИОМС и подкисления с последующей декарбонизацией. Производительность
Система технического водоснабжения.
Система технического водоснабжения ТЭЦ – оборотная. В качестве охладителей
используются вентиляторные плёночные градирни. Подача охлаждающей воды на
конденсаторы происходит под действием естественного напора. Возврат
нагретой воды производится с помощью циркуляционных насосов.
Система гидрозолоудаления.
Система гидрозолоудаления ТЭЦ оборотная гидравлическая включает в себя 3
багерных насосных золошлакопроводы водоводы насосные станции осветлённой
воды и двухсекционный золоотвал.
Согласно исходным данным тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию
составляет Qот+в.= 065 ГВт; на горячее водоснабжение Qг.в.с.= 028 ГВт;
температура наружная средняя tн.ср. = -74оС ; температура наружная
расчетная tн.р. = -25оС ; температура наружного воздуха наиболее холодного
месяца tн.х.м. = -10оС ; расход пара на производство Д п. =780 тч.
Расчет тепловых нагрузок
Расчет исходных тепловых нагрузок производится для четырех режимов работы
теплоэлектроцентрали.
I - режим максимально зимний отвечающий температуре наружного воздуха.
QI – вычисляется как сумма максимальных нагрузок:
QI = Qот.+в. + Qг.в.с. = 065 + 028 = 093 ГВт;
II – режим отвечает средней за наиболее холодный месяц температуре
наружного воздуха tн.х.м. и равен:
QII = ( tв.- tн.х.м.) ( tв.- tн.р.) * QI[pic]+ Qг.в.с. = ( 20 - (-10))
( 20 – (-25)) * 093 + 028 = 09 ГВт;
где тв.- температура внутри помещения по санитарным нормам.
III – режим средне зимний соответствует средней температуре наружного
воздуха на отопительный период tн.ср.:
QIII = ( tв. – tн.ср.) ( tв. – tн.р.) * Qот.+в. + Qг.в.с. = ( 20 – (-
)) ( 20 – (-25)) * 065 + + 028 = 0676 ГВт;
IV – режим летний характеризует работу ТЭЦ в летний период когда
отсутствует нагрузка на отопление и вентиляцию:
QIV = ( tг.в. – tх.в.лето) ( tг.в. – tх.в.зима) * * Qг.в.с. = ( 55 –
) ( 55 – 5 ) * 08 * 028 = = 0179 ГВт;
где tх.в.лето – температура холодной воды в неотопительный период;
tх.в.зима – температура холодной воды в отопительный период;
- учитывает снижение расхода воды в летний период ( 08-10 ).
Построение годового графика теплопотребления
Для установления экономичного режима работы теплофикационного
оборудования выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя определения
выработки электроэнергии на ТЭЦ строят график продолжительности тепловой
нагрузки (годовой график теплопотребления) для отопительного и
неотопительного периодов (условно для зимнего и летнего периода). Он
строится по данным расчета тепловой нагрузки и климатологическим данным.
Отопительный (зимний) период определяется как продолжительность стояния в
течение года среднесуточных устойчивых температур наружного воздуха ti ≤
Годовой график теплопотребления состоит из двух частей: левой – в
координатах Q-t и правой – в координатах Q-n где ti – текущая температура
наружного воздуха; n – время час.
В левой части строятся графики зависимости тепловых нагрузок ( Qот.+в.
Qг.в.с.зима и Qг.в.с.лето ) суммарной тепловой нагрузки ( Qтэц. ) от
текущей температуры наружного воздуха ti оС.
где Qг.в.с.лето = 065 * Qг.в.с.зима = 065 * 028 = 0182 ГВт.
Qтэц. = Qот.+в. + Qг.в.с. = 065 + 028 = 093 ГВт.
Правая часть графика характеризует продолжительность суммарной тепловой
нагрузки в течение года. Она строится по графику Q(ti) по продолжительности
стояний определенных температурных градаций ni. При этом ni равна
продолжительности отопительного периода no. времени n: 1мм.- 50
Выбор основного оборудования ТЭЦ
Основное оборудование ТЭЦ выбирается по среднеотопительной нагрузке
третьего режима QIII. Найдем величину расхода пара в теплофикационный
Дт. = Qт (iт – iок.) * п = 0676 * 106 (2700 – 280) * 098 = 28504
где iт - энтальпия пара теплофикационного отбора при среднем давлении в
iок. – энтальпия воды из теплофикационного отбора после полной
п – КПД подогревателя;
Выбор турбоустановок:
Выбор турбин производится таким образом чтобы обеспечить покрытие
тепловых нагрузок с помощью наиболее крупного оборудования при оптимальном
коэффициенте теплофикации. Выбор турбин производится по заданному расходу
пара на производственные нужды - Дп. тч и рассчитанному расходу пара в
теплофикационный отбор – Дт. тч.
Выбираем три турбины типа ПТ – 80100 – 13013.
Одновальная двухцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 80 МВт
на 3000 обмин предназначена для привода электрического генератора. Турбина
имеет два регулируемых отбора пара для снабжения внешних производственных и
теплофикационных потребителей и рассчитана на параметры свежего пара:
давление Ро = 1275 МПа и температуру to = 555оС при одновременных отборах
пара на производство в количестве 300 тч и на теплофикацию в количестве
0 тч. Расход свежего пара До = 470 тч. Максимально допустимая мощность
турбины составляет 100 МВт.
Расчетная температура охлаждающей воды поступающей в конденсатор
составляет 20оС максимально допустимая 33оС.
В турбине предусмотрено семь регенеративных отборов пара для подогрева
А также выбираем две турбины типа Т – 110120 – 130. Трехцилиндровая
турбина номинальной мощностью N = 110 МВт предназначена специально для
покрытия отопительной нагрузки при расходе свежего пара До = 485 тч и
расчетных параметрах: давление Ро = 1275 МПа температура to = 555оС.
Скорость вращения 3000 обмин. Максимально допустимая мощность турбины
составляет 120 МВт. Суммарный отбор пара на теплофикацию Дт. = 320 тч
расход тепла 670 ГДжч.
Турбина имеет два отопительных отбора из которых один регулируемый и
пять регенеративных отборов.
Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой и имеют один общий упорный
подшипник комбинированного типа. Роторы ЦСД ЦНД и генератора соединены
полугибкими муфтами.
Критические числа оборотов роторов турбины: ЦВД - 2325 обмин ЦСД - 2210
Турбина снабжена валоповоротным устройством.
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
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 тч и
параметры пара выбираем шесть котлов типа БКЗ – 420 – 140 – 7С
производительностью Д = 420 тч и параметрами:
- давление пара за котлом Р = 1373 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 = 704 тч.
Расчет тепловой схемы паротурбинной установки.
Турбоустановка Т-110120-130
Расчет тепловой схемы производится по расчетной схеме паротурбинной
Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме
Отбор Давление Р МПа Расход Д тч Температура t оС
ПВД № 7 329 (336) 1905 + 19 387
ПВД № 6 213 (2175) 254 333
ПВД № 5 1110588 (1136) 10372 263
Деаэратор 111 72 263
ПНД № 4 0531 (542) 106 + 575 190
ПНД № 3 0272 (278) 247 130
ПНД № 2 00784 (080) 746 -
ПНД № 1 002 (0204) - -
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 кДжкг.
Температура после поверхностного подогревателя с учетом недогрева равным
В деаэраторе недогрев отсутствует так как это подогреватель смешивающего
Энтальпии воды и пара определяются по таблицам.
Давление питательной воды в ПВД определяется как:
Рп.в. = 14 * Ро = 14 * 1275 = 1785 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 кДжкг – энтальпия отработавшего пара находится по
давлению Рк = 53 * 10-3 МПа;
io = 3520 кДжкг – энтальпия свежего пара при Ро = 1275 МПа to
Сводная таблица параметров регенеративных отборов
отборе 387 333 263 263 190 130 - -
в отборе 3200 3100 2965 2965 2825 2720 2560 2415
насыщения 239 2156 1845 1845 1541 1302 9282 601
дренажа 10329 9233 7829 7829 650 5472 3888 2515
воды до 21057 1795 1845 1491 1252 8782 5509 34
воды после 234 2106 1795 1845 1491 1252 8782 5509
после 10091 9004 7608 7829 6283 5259 3678 2305
до подогревателя 90036 7608 7829 6283 5259 3678 2305 1424
недовыработки 067 056 042 042 027 016 0003 015
Составляем уравнение теплового баланса для подогревателей высокого и
низкого давления деаэратора используя данные таблицы 1.2.
Находим доли отборов:
α7=1*(10091–90036)(3200 – 103288) * 098 =
512*(3200–103288)*098=1*(10991– 90036);
α6* (i6 – iДР6) * п + α7 * (iДР7 – iДР6) * п =
α6 = αпв* (iВ6’’ – iВ6’) - α7* (iДР7 – iДР6) * п
α6 = 1 * (90036 – 76077) – 00512 * (103288 –
326)*098 (3100 – 92326) * 098 = 00629;
629 * (3100 – 92326) * 098 + +00512 *
(103288 – 92326) * 098 = 1 * (90036 –
α5* (i5 – iДР5)* п + (α7 + α6)* (iДР6 – iДР5)*
α5 = αпв * (iВ5’’ – iВ5’) – (α7 + α6) * (iДР6 –
α5 = 1 * (78291 – 76077) – (00512 + 00629) *
* (92326–78286)*098 (2965 –
03 * (2965 –78286) * 098 + (00512 + 00629)
* (92326 – 78286) * 098 = 1* (78291 –
αпд + αд + (α7 + α6 + α5) = αпв;
αпд = αпв - αд - (α7 + α6 + α5);
αпд * iВ4’’ + αд * iд + (α7 + α6 + α5) * iДР5 = αпв *
(αпв - αд - (α7 + α6 + α5))* iВ4’’+ (α7 + α6 + α5) *
αпв*iВ4’’ - αд * (iВ4’’ - iд) - (α7 + α6 + α5) *
αд = αпв * (iВ5’ - iВ4’’) - (α7 + α6 + α5) * (iДР5 -
αд = 1 * (78291 – 62833) – (00512 + 00629 +
03) * (78286 – 62833) 78291 – 62833;
αпд = 1 – 088 – 01171 = 00029;
αпв = 00029 + 088 + 01171 = 1;
α4 = 00029 * (62833 – 52592) (2825 – 649965)
0014 * (2825 – 649965) * 098 = 00029 *
α3 * (i3 – iДР3) * п + α4 * (iДР4 – iДР3) * п =
α3 = αпд * (iВ3’’ – iВ3’) – α4 * (iДР4 – iДР3) * п
α3 = 00029 * (52592 – 36777) – 000014 *
(649965 – 54724)*098(2720 – 54724) * 098 =
0021* (2720– 54724) * 098 + +000014 *
(649965 – 54724) * 098 = 00029 * (52592 –
α2 * (i2 – iДР2) * п + (α4 + α3) * (iДР3 – iДР2) *
α2 = αпд * (iВ2’’ – iВ2’) – (α4 + α3) * (iДР3 –
α2 = 00029 * (36777 – 23055) – (000014 +
0021) * (54724 – 38881) * 098 (2560 –
881) * 098 = 000016;
0016 * (2560 –38881) * 098 + +(000014 +
0021) * (54724 – 38881) * 098 = 00029 *
α1 * (i1 – iДР1)* п + (α4 + α3 + α2) * (iДР2 –
α1 = αпд * (iВ1’’ – iВ1’) – (α4 + α3 + α2) * (iДР2
α1 = 00029 * (23055 – 14238) – (000014 +
0021 + 000016) * (38881– 25146) * 098
(2415 – 25146) * 098 = 008 * 10-3;
8 * 10-3 * (2415 –25146) * 098 + + 000051 *
(38881 – 25146) * 098 = 00029 * (23055 –
Технико-экономические показатели паротурбинной установки
Полный расход тепла на турбоустановку:
где: Dо – расход свежего пара;
Расход тепла потребителем:
Qт.п. = Qт. п. = 676000 098 = 68979592 кВт;
где: п. – КПД подогревателя (98 – 99 %);
Расход тепла на турбоустановку по производству электроэнергии:
Qэ. = Qт.п. – Qт.у. = 68979592 – 338268448 = 351527472 кВт;
КПД по производству электроэнергии:
э.т.у. = N Qэ. = 110*106 351527472*103 = 03;
Удельный расход тепла на производство электроэнергии:
qэ. = 3600 э.т.у. = 3600 03 = 12000 кДжкВт*ч;
Производственная санитария
Защита от шума и вибрации
На станции шум и вибрацию создают турбогенераторы мельницы дробилки
Нормирование шума осуществляется по ГОСТу 12.1.003-83 “ССБТ. Шум общие
требования безопасности” который устанавливает допустимые значения уровня
звукового давления и уровня звука (в дБА) для постоянного шума.
Уровень звукового давления нормируется в зависимости от характера шума
(наружный или возникающий внутри помещения) от напряженности работы и
частотной характеристики шума.
Звукоизоляция и защита от шума достигается следующим образом:
- ИЦУ тепловые щиты управления находятся в звукоизолирующих помещениях
(защита персонала от шума);
- для защиты от шума в соответствии со СНиП II-12-77 “Защита от шума”
применены защитные экраны;
- персонал который находится непосредственно у оборудования применяет
средства индивидуальной защиты;
- противошумные наушники.
Для уменьшения шума создаваемого работающим оборудованием на станции
проведены следующие мероприятия:
- турбины и другие вращающиеся механизмы паропроводы имеют тепловую
изоляцию которая поглощает также и шум;
- вентиляционные и насосные агрегаты установлены на вибрирующих основаниях;
- в системах кондиционирования воздуха предусмотрены устройства
шумоглушителей а само оборудование установлено на амортизирующих
Уровни звука на ТЭЦ:
Наименование помещения Уровни звука в дБА
Компрессорный 89-102
Мазуто-насосная 90-94
Газораспределительный пункт 90-105
Вибрация нормируется по ГОСТу 12.1.012-78 “Вибрация. Общие требования
Данный ГОСТ устанавливает допустимые уровни колебательной скорости и ее
логарифмические уровни.
Мероприятия по защите от вибрации работающего персонала:
- под все оборудование являющимся источником вибрации установлены
самостоятельные фундаменты островного типа;
- установлены виброизоляторы между источником вибрации и фундаментом;
- применяются средства индивидуальной защиты хлопчатобумажные рукавицы
обувь на виброгасящей подошве.
Защита от избыточного тепла
Основными источниками избыточного тепла на станции являются: нагретые
поверхности парогенераторов турбин паропроводов а также
электродвигатели и теплопоступления от солнечной радиации через оконные
Согласно ГОСТ 12.4.123-83 “ССБТ. Средства защиты от инфракрасного
излучения” допустимое облучение составит 350 Втм2.
Для защиты обслуживающего персонала от избыточного тепла на ТЭЦ
предусмотрены следующие мероприятия:
- излучающие поверхности покрыты тепловой изоляцией;
- избыточное тепло удаляется с помощью вентиляции;
- используются отражающие экраны.
Согласно СНиП II-4-79 “Естественное и искусственное освещение”
устанавливается яркость освещенной поверхности в пределах 500-2500 кдм2.
На ТЭЦ предусмотрено естественное и искусственное освещение напряжение
осветительной сети в зданиях и сооружениях составляет 380-220 В.
В помещениях где постоянно находится работающий персонал применяются
газоразрядные лампы. Общее освещение главного корпуса выполнено ртутными
лампами (ДРП) в сочетании с лампами накаливания.
Для продолжения работы в случае когда внезапное отключение рабочего
освещения может вызвать взрыв пожар нарушение работы ТЭЦ для эвакуации в
помещениях с постоянным пребыванием персонала на ТЭЦ используют аварийное
Освещение складов железнодорожных путей осуществляется прожекторами.
Дороги и проезды на территории ТЭЦ освещены газоразрядными лампами.
Противопожарные мероприятия
Для наиболее пожароопасных объектов таких как главный корпус
газомазутное хозяйство предусмотрены кольцевые дороги.
К зданиям и сооружениям обеспечен подъезд не менее чем с одной стороны.
Все дороги вдоль зданий и сооружений запроектированы не ближе 5 м. и не
Ко всем пожарным гидрантам обеспечены подъезды. На отводящем канале
предусмотрен пожарный пирс на 2-е пожарные автомашины.
Рядом с оградой промплощадки предусмотрено пожарное депо. Радиус
обслуживания его не превышает 4 км для промплощадки ТЭЦ.
Все здания на площадке имеют степень огнестойкости II т.к. каркас зданий
принят в железобетонном исполнении и стальной с защитой его в тех случаях
когда этого требует СНиП II-2-80.
Противопожарные двери имеют предел огнестойкости 06 часа.
В помещениях топливоподачи выполнены мероприятия согласно “Правилам
взрывопожаробезопасности топливоподач электростанций”: несущие и
ограждающие конструкции выполняются из несгораемых материалов пределы
огнестойкости колонн и перекрытий соответственно 2 и 075 часа.
В электротехнических помещениях где предел огнестойкости конструкций
согласно ПУЭ требуется 075 часа металлический каркас защищается
С каждого этажа здания предусмотрено не менее двух эвакуационных выходов.
Наружные пожарные лестницы размещаются на зданиях высотой более 10 м.
через каждые 200 м. по периметру.
Технологические агрегаты и установки являются объектами с повышенной
пожарной опасностью в связи с применением горючих веществ.
Предусмотрены противопожарные мероприятия:
- в системе регулирования турбины системе смазки подшипников турбины и
генератора и масло снабжении питательных турбонасосов применяется
синтетическое огнестойкое масло ОМТИ;
- Изо всех систем масло снабжения предусмотрен аварийный слив масла в
специальные подземные баки установленные вне главного корпуса;
- на трубопроводах аварийного слива масла вне зоны возможного горения
масла устанавливаются ручные задвижки;
- для пожаротушения трубчатых воздухоподогревателей предусматривается
подвод воды в количестве 04 лс. на 1 м3;
- масляные баки турбогенераторов с водопроводным охлаждением оборудуются
Расчет вентиляции в котельном цехе
Расчет воздухообмена на удаление избыточного тепла.
Основными источниками избыточного тепла являются:
- тепловыделения от электродвигателей;
- тепловыделения элементами котлоагрегата;
- тепловыделения от людей;
- тепловыделения от солнечной радиации через оконные проемы;
Избыточное количество тепла поступающее в помещение цеха в течение часа:
где Q1 – избыточное количество тепла;
В = 42535 кгс – расход топлива;
Qн.р = 18171 кДжкг – удельная теплота сгорания топлива;
Q1 = 002 * 42535 * 18171 = 1545807 кВт;
Количество тепла выделяемое работающими электродвигателями:
Q2 = 1 * 2 * 3 * 4 * Nном.
где 1 = 08 – коэффициент использования установленной мощности;
= 06 – коэффициент загрузки;
= 07 – коэффициент одновременности работы электродвигателя;
= 09 – коэффициент ассимиляции тепла воздухом при переходе
механической энергии в тепловую;
Nном. = 200 кВт – номинальная мощность электродвигателя;
Q2 = 08 * 06 * 07 * 09 * 200 = 6048 кВт;
Тепловыделение от источников освещения:
где φ = 08 – коэффициент учитывающий количество электроэнергии
переходящей в тепло;
Nосв.у = 450 кВт – мощность осветительной установки цеха;
Q3 = 08 * 450 = 360 кВт;
Количество тепла выделяемого организмом работающих:
где q = 100 Вт – теплопотери одного человека;
n – число работающих;
Q4= 100 * 95 = 9500 Вт = 95 кВт;
Тепло вносимое солнечной радиацией (для зимних условий принимают равным
нулю) а для летних определяется следующим образом:
где F – площадь оконных проемов в котельном цехе м2 ;
qс = 128 Втм2 – теплопоступление через 1 м2 окна (окна выходят на
К = 125 – поправочный коэффициент;
где h = 2 м – высота оконных рам в котельном цехе;
F = 2 * 228 = 456 м2 ;
Q5 = 456 * 128 * 125 = 72960 Вт = 7296 кВт;
Избыточное тепло поступающее в помещение цеха составит:
летом: Qизб.л = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 + Q5 = 1545807 + 6048 + 360 + 95 +
зимой: Qизб.з = Q1 + Q2 + Q3 + Q4 = 1545807 + 6048 + 360 + 95 =
Количество воздуха которое необходимо ввести в цех для поглощения
Gв = 3600 * Q c * (tух. – tпр.) * ρух. м3ч
где Q – теплоизбытки в помещении кВт;
с = 1 кДж(кг*К) – теплоемкость сухого воздуха;
tух. – температура уходящего воздуха оС;
tпр. – температура приточного воздуха оС;
tпр. = 212 оС – зимой;
tпр. = 26 оС – летом;
ρух. – плотность уходящего воздуха кгм3 (определяем в
зависимости от температуры tух.);
tух. = tр.м. – tпр. * (1 – m) m
где tр.м. – температура на рабочем месте согласно санитарным нормам в
ГОСТе 12.1.0015-76 “Воздух в рабочей зоне”.
tр.м. = 22 оС – зимой;
tр.м. = 33 оС – летом;
m = 05 – эмпирический коэффициент;
tух. = 22 –212 * (1 – 05) 05 = 228 оС – зимой;
tух. = 33 – 26 * (1 – 05)05 = 40 оС – летом;
Gв = 3600 * 1588805 1 * (228 – 212) * 1205 = 296664834 м3ч –
ρух. = 1205 кгм3 при tух. = 228 оС;
Gв = 3600 * 1596101 1 * (40 – 26) * 1128 = 363852812 м3ч – летом;
ρух. = 1128 кгм3 при tух. = 40 оС;
Охрана окружающей среды
Тепловые электростанции потребляя свыше трети добываемого в виде
топлива могут оказывать существенное влияние как на окружающую среду в
районе их расположения так и на общее состояние биосферы. Взаимодействие
электростанции с внешней средой определяется выбросами в атмосферу дымовых
газов тепловыми выбросами и выбросами загрязненных сточных вод.
Потребляемое на тепловых электростанциях органическое топливо содержит
вредные примеси поступление которых в окружающую среду в виде газообразных
и твердых компонентов продуктов сгорания может оказывать неблагоприятное
воздействие на воздушную и водную среду.
При сжигании твердого топлива наряду с окислами основных горючих
элементов- углерода и водорода в атмосферу поступают летучая зола с
частицами недогоревшего топлива сернистый и серный ангидриды окислы
азота некоторое количество фтористых соединений а также газообразные
продукты неполного сгорания топлива.
Комбинированная выработка электроэнергии и тепла позволяет существенно
сократить расход топлива на энергоснабжение сократить тепловые сбросы в
водные бассейны обеспечить наиболее совершенные методы сжигания очистки и
выброса дымовых газов в высокие слои атмосферы (отвод мощного
направленного вверх горячего дымового факела через высокую дымовую трубу
где дымовые газы перемешиваются с верхними слоями атмосферы).
Расчет рассеивания вредных веществ и выбор оптимальной высоты
При проектировании и эксплуатации ТЭЦ необходимо обеспечить концентрацию
вредных веществ в атмосферном воздухе на уровне дыхания человека не выше
ПДК по всем выбрасываемым примесям дымовых газов.
Так как наличие вредных веществ в дымовых газах в сотни и тысячи раз
превышает предельно допустимые концентрации требуется рассеивание дымовых
газов в атмосферном воздухе.
При расчете выброса твердых частиц в атмосферу необходимо учитывать что
вместе с золой в атмосферу поступает несгоревшее топливо (недожог).
Топливо – Карагандинский уголь Промпродукт.
Количество выбрасываемой золы рассчитывается по формуле:
МЗ. = 001 * В * (αун. * Ар. + q4ун. * Qн.р. 32680) * (1-з.) гс
где Ар=276 % – зольность топлива на рабочую массу;
αун.= 08 – доля твердых частиц уносимых из топки с дымовыми газами;
q4ун .= 15% – потери теплоты с уносом от механической неполноты сгорания
В = 42535388 гс – расход натурального топлива;
Qн.р. = 18171 кДжкг – низшая теплота сгорания рабочего топлива;
з.= 08 – степень улавливания твердых частиц в золоуловителях;
МЗ. = 001*42535388*(08*0276+0015*1817132680)*(1-08) = 19493 гс;
Выброс оксидов серы определяется по сернистому ангидриду:
МSO2 = 002 * Sр 100 * В * (1 – so2I) * (1 – so2II) гс
где so2I = 010 – доля окислов серы связываемых летучей золой в
газоходах котла; so2II = 002 – доля оксидов серы улавливаемых в; Sр =
% - содержание серы на рабочую массу. Коэффициент 2 учитывает отношение
молекулярных масс SO2 (64) и S (32).
МSO2 = 002*08100*42535388*(1-010)*(1-002) = 6 гс;
Количество оксидов азота в пересчете на NO2 выбрасываемых в атмосферу с
дымовыми газами рассчитывается по формуле:
МNO2 = 034*10-7*К*В*Qн.р.*(1– q4 100)*1*(1– 1* r)*1*2*2 гс
где К – коэффициент характеризующий выход оксидов азота кгт условного
К = 12 * Dф (200 + D) = 12 * 380 (200 + 420) = 7355 кгт;
– поправочный коэффициент учитывающий влияние на выход оксидов азота
качества сжигаемого топлива (содержание азота в топливе Nг);
– коэффициент учитывающий конструкцию горелок
= 085 – для прямоточных горелок;
– коэффициент учитывающий вид шлакоудалении;
= 14 – при жидком шлакоудалении;
= 0005 – коэффициент характеризующий эффективность воздействия
рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;
= 065 – коэффициент характеризующий снижение выброса оксидов азота
при подаче части воздуха помимо основных горелок (при двухступенчатом
сжигании) (Л.9 стр.16);
r = 25% - степень рециркуляции дымовых газов;
MNO2=034 * 10-7 * 7355 * 42535388 * 18171 * (1 - 15 100) * 10 * (1-
05*025) * 085 * 14 * 065 = 1471 гс;
Суммарное количество вредного вещества выбрасываемого в атмосферу:
М = (МSO2 + ПДКSO2 ПДКNO2 * МNO2) + МЗ = (МSO2 + 588 * МNO2) + МЗ. =
(6 + 588 * 1471) + 19493 = 89044 гс;
Расчет высоты дымовой трубы:
Высота дымовой трубы определяется по формуле:
Н = [(2 * А * М * * m * n)12 * N16 ] (Vг * Т)16
где А – коэффициент температурной стратификации атмосферы
(распределение температуры воздуха по вертикали) при неблагоприятных
метеорологических условиях А = 200 – для Казахстана;
= 1 – безразмерный коэффициент учитывающий влияние рельефа местности;
m и n – безразмерные коэффициенты зависящие от скорости выхода газов из
устья трубы m = 09; n = 1; N = 2 – число дымовых труб;
Vг. – объем дымовых газов выбрасываемых из трубы;
Vг. = В * [ Vго + (αг – 1) * Vо ] * Тух. 273 К
где Vго = VRO2 + VN2o + VН2Оо;
VRO2 = 079 м3кг – объем трехатомных газов;
VN2o = 338 м3кг – теоретический объем азота;
VН2Оо = 049 м3кг – теоретический объем водяных паров;
Vго = 079 + 338 + 049 = 466 м3кг;
αг. = 12 – коэффициент избытка воздуха в топке;
Vо = 428 м3кг – теоретическое количество сухого воздуха;
Тух. = 120оС – температура уходящих газов;
Vг = 42535 * [ 466 + (12 – 1) * 428 ] * 393 273 = 337754 м3с;
ΔТ = Тух. – Тв. = 120 – 276 = 924оС;
Тв. = 276 – средняя температура наружного воздуха наиболее жаркого
Н = [(2 * 200 * 89044 * 1 * 09 * 1)12 * 216 ] (337754 * 924)16 =
Диаметр устья дымовой трубы:
Д =( 4 * Vг. * wo )12 = (4 * 337754 314 * 19)12 = 476 м;
wo = 19 мс – скорость выхода дымовых газов из трубы;
Основываясь на данных типоразмеров железобетонных дымовых труб
устанавливаем: 2 трубы Н = 120 м Д = 48 м.
Величина максимальной приземной концентрации вредных веществ:
См. = (А * М * F * m * n * ) Н2 * (Vг. * ΔТ)13
где F = 25 – безразмерный коэффициент учитывающий скорость осаждения
твердых частиц золы в атмосфере;
См. = (200 * 89044 * 25 * 09 * 1 * 1) 1202 * (337754 * 924)13 =
Задачи сейсмостойкого проектирования ТЭЦ
Возникающие во время землетрясения хаотичные перемещения грунтов
основания вызывают в конструкциях зданий и фундаментах под оборудованием
низкочастотные затухающие колебания.
Колебания этих сооружений и их элементов действуя на установленное на
них оборудование и аппараты в свою очередь вызывают в них свои колебания
возможно в другом диапазоне частот. Благодаря резонансным явлениям
колебания отдельных элементов зданий конструкций оборудования
усиливаются особенно при большой высоте вибрирующих объектов и на верхних
отметках зданий и могут достигать разрушительной силы.
Во время сейсмического воздействия обычное оборудование получает
дополнительные инерционные нагрузки на которые оно при конструировании не
Во время сейсмического толчка оборудование может подвергнуться
механическому повреждению может опрокинуться и сместиться. Повреждение
сварных соединений потеря теплоносителя реагентов на химводоочистке
повреждение патрубков насосов или паропроводов парогенераторов смещение
крупных узлов оборудования повреждение подшипников и лопаток
турбоагрегатов механическое повреждение поломка опрокидывание выход из
строя электрического оборудования – все эти явления недостаточно
исследованы и поэтому не всегда могут быть правильно учтены при
проектировании. Тем не менее они должны в определенной степени быть учтены
для обеспечения безопасной и надежной работы электростанции во время
Решение проблем сейсмостойкости ТЭЦ для обеспечения надежной ее
эксплуатации должны рассматриваться с учетом технико-экономических
факторов т.е. основываться на разумном сочетании требований надежности и
Основными задачами сейсмостойкого проектирования при разработке
технологических частей проекта для ТЭЦ строящихся в сейсмических условиях
является обеспечение:
- безопасности обслуживающего персонала;
- сохранности дорогостоящего оборудования;
- надежности работы ТЭЦ.
Предложения по разработке сейсмических мероприятий.
Все оборудование коммуникации и системы отнесенные к источникам
повышенной опасности должны быть проверены и раскреплены с учетом
дополнительных сейсмических нагрузок соответствующих девяти бальному
Паровые котлы Барнаульского котельного завода в соответствии с данным
проектом изготовляются в сейсмическом исполнении.
Трубопроводы высокого давления сетевой воды трубопроводы оборудования
пожаротушения рассчитываются и законструированы только с учетом высокой
бальности сейсмического воздействия. Однако указанные мероприятия не могут
полностью гарантировать исключения аварии. Предлагается рассмотреть вопрос
автоматического отключения теплофикационной системы а так же сброс пара в
атмосферу чтобы уменьшить возможные последствия при аварии паропроводов.
Резервуары большой емкости необходимо законструировать в соответствии с
“Рекомендациями по расчету резервуаров и газгольдеров на сейсмические
Схема останова ТЭЦ при сейсмических толчках более 4 баллов должна
обеспечивать автоматический останов без вмешательства обслуживающего
персонала. Оборудование и приборы действующие в останове должны быть

генплан.doc

Генеральный план АТЭЦ – 2
Площадка строительства ТЭЦ расположена в 15 км. Западнее города
Алматы с учётом перспективного развития города на юго-запад.
Площадка Алматинской ТЭЦ – 2 сложена толщей лессовидных просадочных
суглинков которая подстилается песками с глубиной переходящими в
гравийные и галечниковые группы (суглинки просадочных до глубины 13м.
Уровень грунтовых вод залегает на глубине 159 – 221 м. от земной
поверхности. Амплитуда колебания 1.0м. Повышение уровня грунтовых вод за
счёт утечек из коммуникаций маловероятно .
Грунтовые воды не агрессивны к строительным коммуникациям.
Нормативная глубина промерзания грунтов 100 см.
работы по уточнению сейсмичности площадки ТЭЦ .
Грунты по трудности разработки принимаются по СНИП IV – 2 – 82 .
Площадка по инженерно – геологическим условиям относится к III
категории сложности.
При проектировании зданий и сооружений I – II класса рекомендуется
применение буронабивных свай с уширенной пятой и опиранием на пески.
Несущая способность по грунту буронабивной сваи диаметром 120см.
(уширение 210) и диаметром 60см. (уширение 160) соответственно равна 300 т
Общая площадь земель отчуждённых для строительства ТЭЦ равна около
а) площадка электростанции (в пределах ограды) 38га
б) золошлакоотвал (ёмкость на 3года) 12га
в) временные сооружения (строй двор) 20га
г) жилой поселок (потребность в жилье удовлетворяется за счёт
строительства в городе Алматы) 40га.
При разработки генплана учтены требования функционального зонирования
территории с учётом технологических связей требования вывода с ТЭЦ ЛЭП и
теплотрасс транспорта и очерёдности строительства.
От жилой зоны площадка строительства отделена массивом 3 км
сельскохозяйственных полей и зелёными насаждениями.
В настоящем проекте рассматриваются только генплан площадки
электростанции и строй базы (графическая часть проекта лист 1).
На площадке электростанции (в ограде) расположены главный корпус ТЭЦ
объединенный вспомогательный корпус растопочное мазутохозяйство склад
твёрдого топлива дробильный корпус градирни трансформаторы открытые
распределительные устройства административно – лабораторный корпус.
За пределами ограды с западной стороны расположена пристанционная
железная дорога и станция (общая для ряда предприятий) здесь же
располагается вагоноопрокидыватель для разгрузки угля приобъектный склад
ОКСа размораживающее устройство. Далее с необходимым противопожарным
разрывом – мазутохозяйство и мазутохранилище АПТС (Алматинского
предприятия тепловых сетей). С северной стороны к электростанции примыкает
стройплощадка с бетонно-растворным узлом автобазой и двумя укрупнительно
– сборочными площадками для сборки металлоконструкций каркаса главного
корпуса и блоков котла .
Размеры площадки электростанции приняты в соответствии с требуемыми
минимальными разрывами между зданиями и сооружениями по технологическим
санитарным и противопожарным требованиям (Л 2.2).
Железнодорожный путь на территорию ТЭЦ подходит с северной стороны к
эстакаде разгрузки неисправных вагонов и далее к растопочному
мазутохозяйству и ОВК – 2. Железная дорога выполнена также на
укрупнительно – сборочных площадках. Подача укрупнённых блоков в зону
монтажа осуществляется трейлерами на пневмоходу.
Основная автомобильная дорога связывающая площадку строительства с
внешней автомобильной дорогой подводится с южной стороны площадки.
Главный въезд на электростанцию и кольцевая дорога вокруг главного
корпуса имеют ширину 6 м остальные дороги (с твёрдым покрытием)
выполняются на одну полосу движения с шириной проезжей части 45 м.
Вертикальная планировка территории электростанции выполнена с
сохранением по возможности естественного рельефа местности при минимальном
объёме земляных работ. В то же время она вполне обеспечивает отвод
поверхностных вод от зданий и сооружений по кратчайшему пути к лоткам и
кюветам открытой системы водопровода и к дождеприёмникам ливневой
канализации (замасленные и замазученные стоки подвергаются очистке).
Минимальные уклоны планируемых площадей принимаются в пределах
05 – 0008 . Вдоль наружных стен зданий имеются отмостки шириной
превышающей вынос карниза на 200 мм но не менее 500 мм с уклоном
3 – 010 направленным от стен зданий .
Отметка чистого пола первого этажа зданий расположена на 015 м выше
планировочной отметки у здания. Уровень чистого пола конденсационного
помещения машзала ОВК – 1 и зольного отделения котельного цеха главного
корпуса расположен на отметке минус 12 м ( заглубленный вариант главного
корпуса ) .Для отвода паводковых и других вод в чрезвычайных ситуациях из
зольного отделения главного корпуса пробит туннель .
В течение всего года в Алматы преобладали ветры скоростью до 3 мс
Сильные ветры ( 15 мс и более ) в Алматы наблюдаются редко в среднем
до 15 дней за год. Зимой сильный ветер бывает 1-3 дня за 10 лет летом 2-
дня ежегодно преимущественно во второй половине дня и часто носят
характер шквалов сопровождающихся пыльными бурями.
Озеленение территории электростанции выполнено древесно–
кустарниковыми насаждениями в сочетании с травянистыми газонами и
клумбами. В зелёных массивах проектом предусмотрены благоустроенные
площадки для отдыха.
Генплан разработан с учётом возможного расширения ТЭЦ.
Основные технико-экономические показатели компоновки генплана:
Площадь в ограде электростанции
Площадь занятая зданиями
Площадь занятая зданиями и сооружениями
Удельная площадь промплощадки FУД[pic]
Коэффициент использования территории
Коэффициент застройки
Повторяемость направлений ветра ( числитель ) % ; средняя скорость
ветра по направлениям ( знаменатель ) мс ; повторяемость штилей % ;
максимальная и минимальная скорость ветра мс. (по нормам проектирования «
Строительная климатология и геофизика ». СНИП – 01.01.82.):

Компоновка главного корпуса.doc

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 12 м
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
Основные отметки машинного отделения:
- пол конденсационного отделения минус 1200 метров.
- отметка обслуживания турбогенераторов 000 м.
- низ ферм перекрытия плюс 1670 м
В конденсационном отделении маш. зала размещены фундаменты
турбогенераторов конденсаторы питательные (ПЭН – 500 – 180)
конденсатные (КСВ – 320 – 160) и дренажные насосы пусковой и резервный
электрические маслонасосы насосы охл. воды конденсаторов (цирк. насосы
Д – 12500 – 24) регенеративные и сетевые подогреватели.
Турбина и генератор 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 + 015 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.
В кармане (ряд «а-А») размещены сетевые СЭ2500 - 70(180) 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 – 84 м РУСН-10 и 04 кВт
- на отметке – 400 м кабельные полуэтажи РУСН
- на отметке – 1200 м кабельные полуэтажи ГЩУ и ГрЩУ.
- на отметке 015 м главный щит управления аккумуляторная групповые щиты
- на отметке + 610 м размещены общестанционные трубопроводы высокого
давления (питательной воды и острого пара) РОУ. Площадка оборудована
подвесными кран-балками грузоподъёмностью 5 т .
- на отметке + 1000 м расположены трубопроводы низкого давления ПДУ и
деаэраторов теплофикационной установки.
- на отметке + 2010 м в полуоткрытом исполнении установлены деаэраторы 6
и 12 ата. Для обеспечения их ремонта и обслуживания установлены 2 кран-
балки грузоподъёмностью 10 т .
В пролёте «В-Г» расположены бункеры сырого угля.
- на отметке - 1200 м установлены молотковые мельницы
- ММТ-20002590730 и мельничные вентиляторы ВГДН – 15 ( = 900
- на отметке 015м питатели сырого угля
- на отметке от 000м до +1250м ленточные конвейеры загрузки бункеров
От котельного отделения бункерно-деаэраторное отделение отделено
сплошной стеной по ряду «В» (отметка 000 + 1000 м) перекрытием на
отметке +1000м и сплошной стеной по ряду «Г» (отметка +1000 до
В котельном цехе расположены котлы БКЗ – 420 – 140 – 7С от –1200 до
+2040м. На отметке - 1200 м (зольное помещение) расположено
оборудование гидрозолоудаления (ГЗУ) и дутьевые вентиляторы ДН – 26 - ГМ (
= 1500 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 – 26 * 2 - 065 установлены вне главного корпуса открыто
за рядом «Е». Со стороны постоянного и временного торцов и в осях 24 - 25
главного корпуса предусмотрены монтажно-ремонтные площадки с
автомобильными въездами.

расчёт трубы Вентури.doc

Расчет золоулавливающей установки с трубой Вентури
Электростанция оснащена восемью котлами производительностью
номинальной (по пару) 420 тч. Гидравлическое сопротивление
золоулавливающей установки не должно превышать 130 кгсм2. По санитарным
нормам степень очистки дымовых газов от золы для установок данного типа
должна быть не ниже 97%.
Расход дымовых газов (при t(г = 140 0С) и номинальной нагрузке
котла составляющей Vг=6422*103 м3ч.
Дисперсный состав золы перед золоуловителем при сжигании
Экибастузского угля марки СС и при молотковых мельницах .
Таблица 1. Дисперсный состав золы .
Тип золоуловителя Фракция пыли мкм
Мокрый золоуловитель 945 835 75 666 543 460 338
Минимально допустимая температура охлаждаемых газов после
золоуловителя t((г = 68 0С.
Принимаем для расчёта скорость газов в горловине Uг = 40-70 мс .
Удельный расход охлаждающей воды q = 016 кгм3 откуда
Коэффициент гидравлического сопротивления (УСЛ=018 и приняв
(С=02 находим сопротивления собственных участком трубы Вентури:
где (Г = 087 кгм3 –плотность дымовых газов
Принимаем к установке на один котёл четыре золоулавливающих установки
с единичной производительностью по газам VГ=200000 м3ч с диаметром
уловителя dУЛ=4 м. Сопротивление каплеуловителя определим по формуле:
где (КУ–коэффициент гидравлического сопротивления каплеуловителя
UВХ=20 мс–скорости газов во входном патрубке аппарата.
Общее сопротивление установки составляет:
(h=(hТР+(hКУ=810+392=1202 Па
Выполним тепловой расчёт установки:
а) Параметр=72*10-3. Примем температуру пульпы (((=29-50 0С.
Температура орошающей воды ((=20 0С. Температура охлаждённых газов
(зададимся) tг((=70 0С. Тогда по формуле:
б) Средний диаметр капель D0=165*10-6 м. Суммарная поверхность
где q=016 кгм3–удельный расход орошающей воды;
VГО=200*103 м3ч–объемный расход газов при нормальных условиях.
Г) Количество передаваемого тепла:
Q=α*F*Δt*=72*10-3*077*106*56=31*106 ккалч
α–коэффициент теплоотдачи от газов к стенке Δt=56 0С–температурный
напор –время пребывания капли в установке.
д) Температура охлажденных газов
Q=VГО*СГО *(tГ(-tГ(() откуда выразим tГ((:
где СГО=032 кДжм3К–объемная теплоемкость газов.
Расчет степени очистки газов от золы в установке.
Вычислим безразмерный коэффициент и соответствующие значения
неполноты улавливания для каждой фракции золы. По таблице 3-5 определяем
полную длину трубы Вентури
Таблица 2. Расчёт степени очистки.
Размерность Размер частиц мкм
[pic] 0186 0177 0165 0151 0124
Безразмерный 1478 1407 1311 1200 0985
-((i 019 022 0231 026 038
По значению [pic]определяется безразмерный комплекс [pic] где L-
полная длина трубы Вентури в метрах. Поэтому безразмерному комплексу
определяется 1-((i. Общая неполнота улавливания золы в трубе Вентури по
(1=1-((i =( Ф(i * (1-((i )
где Ф(i-доля каждой фракции в летучей золе
-((i=015*019+046*022+021*0231+008*026+0067*038=0225
Дисперсный состав на входе в каплеуловитель рассчитывается по
Результат расчета по этой формуле приведен в таблице *.
Таблица *. Дисперсный состав проскока.
Величина частиц мкм 0-10 10-20 20-30 30-40 40-60
Содержание в 127 449 216 92 113
Содержание 1-(((I 0.25 0.18 0.125 0.08 0.03
-(((I-неполнота улавливания золы в каплеуловителе.
Общая неполнота сгорания улавливаемой золы в каплеуловителе
(((I)=0.127*0.25+0.18*4.49+0.216*0.125+0.092*0.08+11.3* *
В) Общая эффективность золоуловителя:
(=1–(1-(()*(1-((()=1–0025*012=0973
Таким образом общая степень очистки дымовых газов в мокром
золоуловителе с трубой Вентури составляет 973 % что удовлетворяет
Общий расход воды на орошение 4-ох труб Вентури 1-ого котлоагрегата.
GВ = q * VГО = [pic][pic]
Принимаем к установке в каждой трубе Вентури по одной форсунке
Производительностью:
Тип таких форсунок УО ОРГРЭС с диаметром выходного отверстия d=26
мм при давлении воды на орошение трубы Вентури 25 кгссм2 с углом распыла
-80 0 наклона. Орошение каплеуловителя осуществляется через 30 сопел
равномерно расположенных по окружности. Устанавливаем на котел 4
золоуловителя МС-ВТИ-4000 производительностью 200*103 м3ч с вертикальными
трубами Вентури L=5465 мм.