Реконструкция Омской ТЭЦ – 3

 

G_КТ·(h₁ – h₂)·φ = D_ПЕ·(h

- h ) = Q_И,

 

G_КТ·(h₂ – h₃)·φ = D_ПЕ·( h

– h_ПН) = Q_ЭК.

 

Коэффициент сохранения теплоты в КУ принимаем  φ=0,994÷0,996.

Продувкой воды в барабане пренебрегаем.

При решении  этих уравнений задаемся расходом генерируемого  перегретого пара D_ПЕ, так чтобы обеспечивать принятые выше температурные напоры. Контрольным является и значение температуры газов за экономайзером θ₃=t_ПЕ+Θ₃. Температурный напор принимаем в пределах Θ₃= 30÷40  ^оС.

Из теплового  баланса смесителя уточняем величину впрыска D_впр, обеспечивающего заданные параметры технологического пара.

В расчете  определено:

 

D_ПЕ=24,5 кг/с, р_ПЕ=1,52 МПа, t_ПЕ=493 ^оС,

 

D_ВПР=3,42 кг/с, р_Б=1,72 МПа, t

=204,9 ^оС,

 

Θ_ПЕ= 28  ^оС,   Θ_И= 9,1  ^оС,  t_ПН=108 ^оС,   t

=196,9 ^оС.

2.5.2 Тепловой расчет ГВТО

Расчет выполняем, используя уравнение теплового  баланса:

 

G_КТ·(h_ПР – h_УХ)·φ=G_ГВТО·(h

- h )=Q_ГВТО

 

Температура сетевой воды принята t = 60 ^оС, t = 100 ^оС, соответственно h =252,2 кДж/кг, h =420,3 кДж/кг. Это позволяет определить количество рецеркулирующей воды и общее количество воды, проходящей через ГВТО:

 

G_ГВТО=G_СВ+G_РЕЦ=G_СВ·

.

Принимаем температуру  уходящих газов за КУ θ_УХ=80÷100 ^оС из уравнения теплового баланса рассчитываем расход сетевой воды G_СВ. В результате расчета получено:

 

Θ₁=443,3 ^оС,     h₁=481,6 кДж/кг;

 

Θ₂=213,6 ^оС,     h₂=226,8 кДж/кг;

 

Θ₃=165,4 ^оС,     h₃=174,8 кДж/кг;

 

Θ_УХ=100 ^оС,       h_УХ=105,1 кДж/кг;

 

G_СВ=69,25 кг/с,  h_ОС=230,6 кДж/кг.

2.5.3 Тепловой баланс пикового  сетевого подогревателя

Составим  уравнение теплового баланса  пикового сетевого подогревателя:

 

G_СЕ·(h_ПС – h

) = D_ПЕ·(h_ПЕ – h_ДР)·η.

 

В расчете  принято: t_ДР=100 ^оС, η=0,998 и определено:

 

D_ПБ=2,87 кг/с, h_ПС=546 кДж/кг.

2.5.4 Тепловой расчет деаэратора  питательной воды

Материальный  баланс деаэратора (продувкой  барабана КУ пренебрегаем):

 

D_ПЕ+ D_ВПР= D

+ D_ОК+ D_ДЕ+ D_ПБ,

 

D_ОК=0,9· D_ПЕ и D_ДЕ=0,1·D_П

 

Тепловой  баланс деаэратора:

 

(D_ПЕ+D_ВПР)·h

=D ·h_ПЕ+ D_ОК·h_ОК+ D_ДЕ·h_ДЕ+ D_ПБ·h_ДР

 

В расчетном  режиме определено: D =0,38 кг/с, D_П=24,68 кг/с, D_ОК=22,21 кг/с, D_ДЕ=2,47 кг/с.

В итоге определяем количество теплоты отпускаемой  на ГТУ – ТЭЦ внешним потребителям:

- c технологическим  паром: Q_П=D_П·h_П – D_ОК·h_ОК=67090 кВт;

- с сетевой  водой: Q_П=G_СВ·(h_ПС – h_ОС) = 21839 кВт.

2.5.5 Конструкторский расчет котла  – утилизатора

Котел –  утилизатор горизонтальной компоновки. Использована стандартная секция поверхности  нагрева с оребренными трубами.

Составляем  уравнения теплопередачи поверхностей нагрева КУ, для которых ранее  определены количества теплоты по тепловому  балансу:

 

Q_ПЕ=k_ПЕ·F_ПЕ·

,

 

Q_И=k_И·F_И·

,

 

Q_ЭК=k_ЭК·F_ЭК·

,

 

Q_ГВТО=k_ГВТО·F_ГВТО·

.

 

В результате расчета определено:

 

к_П=30 Вт/м²град,   =98,2 ^оС;       k_ЭК=40 Вт/м²град,   =33,3 ^оС;

к_И=40 Вт/м²град,  =83,9 ^оС;     k_ГВТО=40 Вт/м²град,   =51,7 ^оС.

 

Число стандартных  секций в одном ряду КУ по ходу газов b = 4 и рассчитываем поверхность нагрева  стандартной секции (d_н= 30 мм; h_РЕБ= 11 мм; b_РЕБ= 7 мм; δ_РЕБ= 2 мм.): F_СЕК= 647,5 м².

В соответствии с конструктивной схемой справедливо  соотношение:

 

F=b·z·F_СЕК,

 

где z – число  рядов секций по ходу газов соответствующей  поверхности нагрева.

В результате расчета определено:

 

F_ПЕ= 5180 м²,    z_ПЕ= 2,    b_ПЕ= 4;

 

F_И 15540 м²,     z_И= 6,    b_И= 4;

 

F_ЭК= 2590 м²,    z_ЭК= 1,    b_ЭК= 4;

 

F_ГВТО= 7770 м²,    z_ГВТО= 3,  b_ГВТО= 4.

 

Суммарная поверхность  КУ: F_КУ= 31080 м²,

Число рядов  секций по ходу газов: z_КУ=12.

2.5.6 Аэродинамический расчет котла  – утилизатора

Расчет выполняем  с целью определения аэродинамического  сопротивления КУ и влияния этого  сопротивления на мощность ГТУ в  режиме ее работы в схеме ГТУ –  ТЭЦ.

 

1.Площадь  свободного сечения для прохода  газов ГТУ через КУ, м²:

,

 

где b_КУ – ширина газохода КУ в расчетном сечении, = S₁/d_Н, S₁=72 мм, S₂=85 мм.

 

2. Скорость  газов, м/с:

 

W_Г= G_КТ/(F_СВ·ρ_Т),

 

W_Г = 189/(58,79·0,723) = 4,45.

 

3. Аэродинамическое  сопротивление первого ряда секций, Па:

 

158.

 

4. Аэродинамическое  сопротивление КУ (z_КУ=12), Па:

 

2008.

 

5. Коэффициент  снижения электрической мощности  ГТУ:

 

.

 

6. Электрическая  мощность ГТУ при ее работе  в схеме ГТУ – ТЭЦ, кВт:

 

N

= К_N·N = 0,989·57400 = 56769.

2.5.7 Определение энергетических  показателей промышленно – отопительной  ГТУ – ТЭЦ

1. Доля теплоты, отнесенная на внешнего потребителя:

 

2. Доля топлива, отнесенная на производство электрической энергии:

“физический”  метод:

 

“пропорциональный”  метод:

 

 

где - КПД котельной для отпуска теплоты.

 

3. Доля топлива, отнесенная на производство и отпуск тепловой энергии:

 

 

 

4. КПД ГТУ – ТЭЦ  по производству электроэнергии:

 

 

 

где - соотношение КПД при раздельном производстве электрической и тепловой энергии.

 

5. Расход электроэнергии на привод дожимающего компрессора природного газа:

- требуемое  давление перед камерами сгорания  ГТУ, МПа:

 

Р_Г= Р

·(1,3 ÷ 1,5),

 

Р_Г = 2,0·1,4 =2,8.

 

- мощность  электропривода дожимающего компрессора,  МВт:

 

.

 

6. Расход электроэнергии на собственные нужды ГТУ – ТЭЦ, МВт:

 

.

7. Доля расхода электроэнергии на собственные нужды:

 

 

8. КПД ГТУ – ТЭЦ по производству электроэнергии (нетто):

 

;

 

  

 

9.Удельный  расход условного топлива (нетто)  на производство электроэнергии, г/(кВт·ч):

 

;

 

.

 

10. Коэффициент  использования теплоты сгорания  топлива (полный КПД ГТУ –  ТЭЦ):

2.6 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ

 

1. Годовая  выработка электроэнергии ТЭЦ,  млн.кВт·ч:

 

565·7000= 3960 млн.кВт·ч,

 

 в том  числе от 3-х блоков ГТУ:

 

171·8300= 1420 млн.кВт·ч.

 

2. Отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ:

 

Q

=40400 тыс.ГДж,

 

в том числе от трёх блоков ГТУ:

 

Q

=6788 тыс.ГДж.

3. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ:

 

(10/100)·3960=396 млн.кВт·ч,

 

где 10 % - удельный расход электроэнергии на собственные нужды.

 

4. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск теплоты:

 

Э

= ·Q =6,3·40400=258 млн.кВт·ч,

 

где =6,3 кВт·ч/ГДж – удельный расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску теплоты.

 

5. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на выработку электроэнергии:

 

 млн.кВт·ч.

 

6. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии:

 

= =3,5%.

 

7. Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

 

=3960-396=3564 млн.кВт·ч.

 

8. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ:

 

(4,9/100)·3960=70 млн.кВт·ч,

 

где 4,9 % - удельный расход электроэнергии на собственные нужды.

 

9. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск теплоты:

 

Э

= ·Q =4,8·6788=32,4 млн.кВт·ч,

 

где =4,8 кВт·ч/ГДж – удельный расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску теплоты.

 

10.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на выработку электроэнергии:

 

= - =70-32,4=37,6 млн.кВт·ч.

 

11. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии:

 

= =2,6%.

 

12.  Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

 

=1420-70=1350 млн.кВт·ч,

2.6.1 Расчет годового расхода условного топлива по ТЭЦ в целом

1. Годовой расход условного топлива на турбины ПТ-60-130/13:

 

=(4·4·7200+0,065·2800·10³+0,0153·6940·10³+0,325·1400·10³)·0,96=

=974 тыс.тут,

 

где =0,96 поправочный коэффициент при работе ТЭЦ на газе;

Д - годовой расход пара производственных отборов турбин. Д = · =400·7000=2800 тыс.т.;

Д - суммарный часовой отпуск пара на производство. Д =400 т/ч;

- число  часов использования в течении  года производственной нагрузки, =6800 ч;

Q - годовой отпуск теплоты для производственных целей, Q = Д · i=2800·2,6=7280 тыс.ГДж;

- годовой  отпуск теплоты из отопительных  отборов турбин, = · =1246·5570=6940 тыс.ГДж;

- суммарный  часовой отпуск теплоты из  отопительных отборов турбин, =1246 ГДж/ч;

- число  часов использования в течении  года отопительной нагрузки отборов,  =5570 ч.

 

2. Годовой расход условного топлива на турбины ПТ-25-90: