Характеристика основного оборудования Ачинской теплоэлектроцентрали и обоснование её реконструкции. Расчет тепловой схемы турбины. Построение процесса расширения пара в турбине. Уравнение теплового баланса. Проверка по балансу мощности турбоагрегата.
Краткое сожержание материала:

Размещено на

1. Краткая характеристика основного оборудования Ачинской ТЭЦ и обоснование её реконструкции

1.1 Основное оборудование Ачинской ТЭЦ

На Ачинской ТЭЦ установлено следующее основное оборудование:

Котлоагрегаты: БКЗ - 320 - 140 (станционные номера 1-7)

Производительность: 320 т/ч;

Давление острого пара: 140 бар;

Температура острого пара 565?С;

Топливо: Канско-Ачинский бурый уголь.

Турбоагрегаты: Р - 50-130/13 (станционные номера 1-2)

Электрическая мощность 50 МВт;

Давление острого пара: 130 бар;

Давление пара в противодавлении: 13 бар.

Т - 50 - 130 (станционные номера 3-4)

Электрическая мощность 50 МВт;

Давление острого пара: 130 бар;

Давление пара в отборе (теплофикационном) 1.2 бар.

ПТ - 50 - 130/7 (станционные номера 5-6)

Электрическая мощность 50 МВт;

Давление острого пара: 130 бар;

Давление пара в производственном отборе: 7 бар;

Давление пара в теплофикационном отборе: 1.2 бар.

Максимальная мощность турбины ПТ - 50 - 130/7, составляет 60 МВт. Номинальная величина производственного отбора составляет 79,2 т/ч, кроме того турбина имеет два теплофикационных отбора.

Принципиальная тепловая схема представленная на рисунке 1.1, а также листе 3 графической части, состоит из подогревателей высокого давления типа: ПВ - 350 - 230, деаэратора 6 бар, подогревателей низкого давления типа ПН - 130 - 16 и ПН - 100 - 16. Установка по подогреву сетевой воды состоит из двух подогревателей типа ПСВ и пикового водогрейного котла.

Рисунок 1.1 - принципиальная тепловая схема турбины ПТ-50-130/7

реконструкция турбина теплоэлектроцентраль мощность

1.2 Обоснование реконструкции

В настоящее время осуществляются обширные планы теплофикации города, создающие благоприятные условия для технической перестройки теплоэлектроцентрали.

Турбинная установка с противодавлением наиболее экономична вследствие низкой стоимости вырабатываемой электроэнергии, являющейся при этом побочным продуктом, так как главная цель заключается в обеспечении потребителей высококалорийным теплом. В результате реконструкции турбинной установки ПТ - 50 - 130/7, она становится вполне рентабельной, так как удельные расходы тепла и топлива реконструированной турбины не уступают, а во многих случаях меньше, чем у современных турбин больной мощности, работающих при конденсационном режиме.

2. Расчет тепловой схемы турбины ПТ-50-130/7 УТМЗ до реконструкции

2.1 Краткое описание принципиальной тепловой схемы турбины ПТ - 50 - 130/7

Технологическая структура станции секционная, то есть котел выдает пар преимущественно обслуживаемой им турбине, если не хватает пара на турбину, используется уравнительная магистраль.

Принципиальная тепловая схема турбины ПТ - 50 - 130/7 до реконструкции представлена на прилагаемом к пояснительной записке чертеже и на рисунке 1.1.

Как видно из рисунка схема отпуска тепла следующая: технологический пар из производственного отбора и горячая вода на отопление от сетевой подогревательной установки, состоящей из сетевого подогревателя и пикового водогрейного котла.

Система регенерации состоит из трех подогревателей высокого давления, деаэратора повышенного давления - 6 бар, четырех подогревателей низкого давления. Деаэратор подключен как пред включенный. Для улавливания тепла и конденсата использован расширитель непрерывной продувки. В схеме используется турбоагрегат ПТ - 50 - 130/7 с турбогенератором ТВФ - 60, парогенератор БКЗ - 320 - 140, сетевой подогреватель ПСВ - 315 - 3 - 23 и пиковый водогрейный котел ПТВМ - 50.

Внутристанционные потери конденсата (условно из деаэратора) составляют 2% от расхода пара на турбину: [1].

Потери конденсата восполняются обессоленной водой, поступающей из химической водоочистки в деаэратор.

Магистраль обессоленной воды общестанционная.

Конденсат греющего пара подогревателей высокого давления сливается каскадно и потом направляется в деаэратор. Конденсат греющего пара подогревателей низкого давления сливается каскадно. Из ПНД - 7 откачивается в линию основного конденсата после себя.

2.2 Основные параметры турбины

Давление острого пара: бар;

Температура острого пара: °С.

Внутренние относительные коэффициенты полезного действия по отсекам: ; ; , [2].

Дросселирование пара в регулирующих клапанах:

; , [2].

Электромеханический КПД турбины:

_эм = 0,98, [2].

Температурный график сети для города Ачинска: 150/70 °С, [1].

Паровые собственные нужды машинного зала:

Нагрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях, C:

t_оэ + t_пу = 3.

КПД подогревателей поверхностного типа:

.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД, С:

_ПВД = 2-4, [3].

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД, С:

_ПНД = 2-5, [3].

По давлению в конденсаторе бар температура конденсата на выходе из конденсатора °С, [4].

Расход продувочной воды принят 1.5% от расхода пара из котла, [1].

Паровые собственные нужды котельного цеха 1.25% от расхода пара из котла, [1].

Коэффициент теплофикации

Давление в производственном отборе, МПа: 0,686.

Давление в теплофикационном отборе, МПа: 0,093.

Расход пара в производственный отбор, т/ч: 118.

Тепло отданное потребителю, МВт: 50,35 (из отбора турбины).

Указанные параметры соответствуют мощности турбины 50 МВт.

2.3 Расчет принципиальной тепловой схемы турбоагрегата ПТ - 50 - 130/7

Построение процесса расширения пара в турбине

При построении процесса расширения пара в проточной части турбины учитываем потерю давления в регулирующих клапанах (КПД дросселирования), [5].

Находим на h-s диаграмме точку А₀, рисунок 2.2. Давление пара с учетом потерь при дросселировании в регулирующих клапанах ЦВД, бар:

. (1)

Энтальпия в точке А₀, кДж/кг:

(2)

ПТ-50-130/7 на h-s диаграмме.

Составление сводной таблицы параметров пара и воды

При составлении таблицы используются заводские данные по параметрам пара в отборах турбины.

В качестве примера рассмотрим подогреватель высокого давления №1 (далее - ПВД - 1).

Давление пара в отборе 33,3 бар, [3]. Принимая потерю давления 5%, находим давление пара у подогревателя, бар:

(3)

Температура насыщения греющего пара, [4], С:

.

Энтальпия конденсата греющего пара, [4], кДж/кг:

.

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

, (4)

где 4 - недогрев до температуры насыщения.

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

. (5)

Энтальпия греющего пара (из h-s диаграммы), кДж/кг:

.

Использованный теплоперепад на турбине, кДж/кг:

. (6)

Расчет установки по подогреву сетевой воды

В данной турбине предусмотрен отпуск тепла для отопления и горячего водоснабжения города в количестве 46,5 МВт.

Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:

, (7)

где - максимальная отопительная нагрузка на турбину, кВт;

Расход пара на сетевой подогреватель определяем из уравнения теплового баланса для сетевого подогревателя:

(8)

откуда расход пара, кг/с:

, (9)

где кДж/кг - энтальпия греющего пара на сетевой подогреватель (см. таблицу 2.2);

кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара.

Определение расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности пара производственного отбора:

(10)

где - энтальпия пара производственного отбора турбины (рисунок 3.1), кДж/кг;

- энтальпия пара на входе в конденсатор, кДж/кг;

- энтальпия пара перед турбиной, кДж/кг.

Коэффициент недоиспользования мощности пара отопительного отбора:

(11)

где - энтальпия пара пятого отбора, кДж/кг.

Принимая расход пара в прои...