Размещено на http://www.allbest.ru/

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 производственный отбор 22 кг/с, [данные ТЭЦ], расход пара на турбину составит, кг/с:

(12)

где - коэффициент регенерации;

- номинальная электрическая мощность турбины, кВт;

- полезно использованный теплоперепад, кДж/кг;

и - механический и КПД генератора.

Баланс пара и воды

Расход пара на собственные нужды машинного зала, кг/с:

(13)

Расход пара на собственные нужды котельной, кг/с:

(14)

Производительность парогенератора нетто, кг/с:

 (15)

Производительность парогенератора брутто, кг/с:

. (16)

Найдём расход продувочной воды, кг/с:

(17)

Расход питательной воды, кг/с:

. (18)

Расчет сепараторов непрерывной продувки

Составим уравнения материального и теплового балансов для первой ступени сепаратора:

,

где - выпар из первой ступени сепаратора, кг/с;

- расход во вторую ступень сепаратора, кг/с;

- энтальпия продувочной воды, определяем по давлению в барабане, [2], кДж/кг;

- энтальпия выпара из первой ступени, определяем по давлению в сепараторе, [2], кДж/кг;

- энтальпия продувочной воды на выходе из первой ступени сепаратора, [2], кДж/кг.

Подставляем известные значения в систему и находим и .

Составим уравнения материального и теплового балансов для второй ступени сепаратора:

,

где - выпар из второй ступени сепаратора, кг/с;

- расход воды в подогреватель хим. очищенной воды, кг/с;

- энтальпия выпара из второй ступени, определяем по давлению в сепараторе, [2], кДж/кг;

- энтальпия продувочной воды на выходе из второй ступени сепаратора, [2], кДж/кг.

Подставляем известные значения в систему и находим и .

 (19)

Температура химически очищенной воды после ПХОВ, :

(20)

где - энтальпия химически очищенной воды до ПХОВ, определяем с помощью, [2], кДж/кг;

- энтальпия воды, сливаемой в техническую канализацию, [2], кДж/кг.

Расчет регенеративной схемы турбины ПТ - 50 - 130/7

Расчет системы подогревателей высокого давления

Расчет регенеративной схемы производится последовательно для ПВД, деаэратора и ПНД на основе решений теплового баланса.

Примечание: в расчете регенеративной схемы энтальпии воды, пара и конденсата для соответствующих теплообменников берутся из сводной таблицы параметров пара и воды (таблица 2.2).

Уравнение теплового баланса для ПВД-1:

(21)

Откуда расход пара на ПВД - 1 составит, кг/с:

Аналогично для ПВД - 2:

 (22)

Для ПВД - 3:

(23)

Повышение энтальпии питательной воды в насосе (ПЭН), кДж/кг:

(24)

где - давление воды в питательном насосе, МПа;

- давление пара в барабане, МПа;

- давление в деаэраторе, МПа;

- удельный объём воды при давлении , м³/кг;

- КПД насоса.

Энтальпия воды за питательным насосом, кДж/кг:

,

где - энтальпия воды на выходе из деаэратора, кДж/кг.

Расчет деаэратора

Составим уравнения материального и теплового балансов для деаэратора:

(25)

где - расход пара в деаэратор из третьего отбора, кг/с;

- расход конденсата после ПНД-4, кг/с;

Подставим известные значения в систему и решим её.

(26)

Расчет подогревателей низкого давления

Уравнение теплового баланса для ПНД-4:

(27)

Уравнение теплового баланса ПНД-5:

(28)

где - расход пара в ПНД-5, кг/с;

- энтальпия пара на входе в ПНД-5, кДж/кг;

- энтальпия конденсата греющего пара;

- энтальпия воды после точки смешения 1, кДж/кг.

Уравнение материального баланса точки смешения 1:

(29)

Уравнение теплового баланса точки смешения 1:

(30)

где - энтальпия воды на выходе из ПНД-6, кДж/кг;

- энтальпия конденсата греющего пара ПНД-6, кДж/кг.

Уравнение теплового баланса ПНД-6:

(31)

Уравнение материального баланса точки смешения 2:

. (32)

Уравнение теплового баланса точки смешения 2:

(33)

Уравнение материального баланса точки смешения 3:

(34)

Уравнение теплового баланса точки смешения 3:

(35)

Уравнение теплового баланса ПНД-7:

(36)

Уравнение материального баланса точки смешения 4:

(37)

Уравнение теплового баланса точки смешения 4:

(38)

Составляем систему уравнений, состоящую из уравнений (28-38) и решим её.



Решив систему с помощью программы Mathcad получаем следующие величины расходов:

кг/с;

кг/с;

кг/с;

кг/с.

Проверка баланса пара в турбине:

Расхождение меньше 2%, что допустимо, [5].

Проверка по балансу мощности

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт:

 (39)

где - электрическая мощность i-того отсека, кВт.

(40)

Электрическая мощность турбоагрегата:

(41)

где - электромеханический КПД, [3].

кВт.

Погрешность расчета найдем по формуле:

(42)

Погрешность менее 2-х процентов что допустимо, [5].

Результаты расчетов тепловой схемы соответствуют данным по ТЭЦ и, следовательно, могут быть использованы в дальнейших расчетах.

2.3 Расчет технико-экономических показателей работы ТЭЦ до реконструкции

Расход натурального топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

, (43)

где - расход натурального топлива, кг/с;

Полный расход тепла на турбоустановку, кВт:

(44)

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

(45)

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счет отборов пара, кВт:

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:

182719,517-108442,72=74276,797 (46)

(47)

(48)

Коэффициенты ценности тепла:

(49)

(50)

Тепловая нагрузка сетевого подогревателя, кВт:

(51)

Тепловая нагрузка производственного отбора, кВт:

(52)

По формуле (48) определяем увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счет отборов пара, кВт:

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт:

(53)

По формуле (45) находим коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

 (54)

Принимая мощность собственных нужд блока 9%, отпущенная мощность составляет, кВт:

(55)

Мощность собственных нужд, затраченная только на производство электроэнергии, кВт:

(56)

где = 0,05 - доля электроэнергии, затраченная на производство электроэнергии.

Расход натурального топлива на выработку электроэнергии, находим по формуле (43) кг/с:

(57)

Расход натурального топлива на выработку тепла, кг/с:

(58)

где - расход натурального топлива пиковыми водогрейными котлами, кг/с.

Удельный расход натурального топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт·ч:

(59)

Удельный расход натурального топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

(60)

Удельный расход натурального топлива на выработку тепла блоком (без ПВК), кг/ГДж:

(61)

3. Описание реконструкции

3.1 Цель и задачи реконструкции

Реконструкция турбины ПТ - 50 - 130/7 проводится с целью перевода турбоагрегата на круглогодичный режим работы с противодавлением 0,93 бар, что позволит увеличить экономичность работы турбоустановки, за счет исключения потерь в конденсаторе с циркуляционной водой, при этом уменьшается расход электрической энергии на собственные нужды ТЭЦ, на привод циркуляционных и конденсатных насосов, кроме того, исключается подача рабочего пара на эжектор, отсасывающий воздух из конденсатора, и соответственно возрастает отпуск пара на подогрев сетевой воды теплофикационной установки, а следовательно возрастает мощность теплофикационного отбора, то есть увеличивается тепловая нагрузка турбоустановки.

На режиме противодавления турбоагрегат будет использоваться 5000 часов в год (не исключается и круглогодичная эксплуатация) с коэффициентом загрузки по теплу К = 85%, [ТЭЦ].

В процессе реконструкции необходимо решить следующие технические задачи:

- Демонтировать четыре последние ступени цилиндра низкого давления;

- Установить дроссельную пластину для снижения давления пара до значения 0,93 бар.

- Внести изменения в тепловую схему турбоустановки, схему уплотнений, схему дренажей;

- Обосновать режим пуска турбоагрегата при работе на противодавлении.

3.2 Объем реконструкции

При реконструкции турбоагрегата необходимо выполнить следующие работы:

- Снять ресивер;

- Вскрыть цилиндр низкого давления;

- Произвести снятие ступеней с цилиндра низкого давления;

- Установить дроссельную пластину

- Проверить балансировку валопровода;

- Закрыть ЦНД.

Объем реконструкции по тепловой схеме

В тепловую схему турбоустановки необходимо внести следующие изменения:

- Паропровод отсоса из концевых уплотнений врезать после задвижки на паропроводе отбора на ПНД - 7. При работе в режиме противодавления ПНД - 7 будет работать как сальниковый охладитель атмосферного типа. Из подогревателя вывести атмосферную трубку для выхлопа паровоздушной смеси в атмосферу.

- Дополнительный сетевой подогреватель СП - 2 установить, по возможности (при наличии свободной площади), вблизи теплофикационной установки турбины.

- Трубопровод слива дренажа из СП - 2 врезать в линию основного конденсата (линия слива из СП - 1) после ПНД - 7 в месте установки смесителя. После реконструкции линия возврата основного конденсата не меняется. После реконструкции имелась возможность направить дренаж теплофикационной установки, отключив ПНД - 4, в деаэратор, но тогда изменится качество деаэрирования воды, так как дренаж, сливаемый из сетевых подогревателей имеет температуру порядка 96 и для нагрева его до температуры насыщения потребовалось бы намного больше пара на деаэратор, что при имеющемся расходе конденсата все равно не может повысить качество деаэрации воды, следовательно, необходимо подогревать предварительно этот дренаж в ПНД - 4, что представляется вполне возможным.

- Слив дренажа из ПНД - 4 организовать в линию основного конденсата перед деаэратором, установив теплообменник смешивающего типа.

- Проложить трубопроводы дренажей из сальникового подогревателя и сальникового охладителя (его роль играет ПНД - 7) в бак низших точек.

- Предусмотреть трубопроводы для отвода дренажей продувки, дренажей штоков регулирующих клапанов и обратных клапанов на паропроводах отборов в соответствующие стационарные коллекторы дренажей.

- Предусмотреть трубопровод сброса выпара из второй ступени сепараторов непрерывной продувки в ПНД - 4.

Дополнительная арматура

Для обеспечения переключения схемы необходимо установить следующую арматуру:

- Установить запорный вентиль на линии подачи конденсата на ПНД - 6 для возможности отключения по конденсату подогревателей ПНД - 6 и ПНД - 5. Обводную линию по конденсату врезать перед ПНД - 4 для возможности его работы в режиме противодавления.

- Вентили н трубопроводах отвода дренажей из сальникового подогревателя и сальникового охладителя (ПНД - 7) в бак низших точек.

- Задвижки на линиях отвода дренажей продувки штоков регулирующих клапанов и обратных клапанов паропроводов отбора пара установит в соответствии с выбранными трубопроводами дренажей.

- На линии выхлопа паровоздушной смеси из ПНД - 7 установить вентиль.

2.4 Необходимые переключения в тепловой схеме турбоагрегата. ПТС после реконструкции

При переходе на режим работы с противодавлением, в тепловой схеме произвести следующие переключения:

- Отключить конденсатор и относящееся к нему вспомогательное оборудование с трубопроводами и арматурой.

- Зарыть арматуру на паропроводах отбора на ПНД - 5, ПНД - 6, ПНД - 7.

- Открыть задвижки на трубопроводах дренажей на сальниковом подогревателе и сальниковом охладителе в бак низших точек, отсоединить дренажи от конденсатора существующими задвижками.

- Закрыть сброс всех дренажей в расширительный бак, направив их в соответствующие станционные коллекторы дренажей.

- Открыть выпуск паровоздушной смеси из ПНД - 7 в атмосферу.

Таким образом, разработанный вариант реконструкции приемлем для реализации и может быть взят за основу в дальнейшей разработке реконструкции.

Список источников

1. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. М. Минэнэрго СССР, 1981,121 с.

2. Теплотехнический справочник/под ред. В.Н. Юренева, П.Д. Лебедева, М. Энергия, 1975, Т.1., 843 с. 1976. Т2 - 896 с.

3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М: Энергоатомиздат, 1987.

4. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара./ С.Л. Ривкин, А.А Александров. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

5. Цыганок, А.П. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие/ А.П. Цыганок, С.А. Михайленко. - Красноярск: КРПИ, 1991 - 119 с

6. Соколов Е.Я. Промышленные тепловые электрические станции. - М. Энергия, 1979 - 294 с.

7. Емелина З.Г. Электробезопасность. Методические указания к расчетам по курсу «Охрана труда» для студентов всех форм обучения. Красноярск. КрПИ, 1991 - 16 с.

8. Печеник В.Я., Искольский С.Я. Модернизация и реконструкция паровых турбин. Л. Энергия. 1968 - 224 с.

9. Лазарева О.Н., Астраханцева И.А. методические указания к дипломному проектированию. Красноярск, КГТУ - 1998. - 32 с.

10. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. М. Энергия. 1975. - 288 с.

11. Справочное пособие теплоэнергетика электрических станций. - Минск, 1974.

12. Шляхин П.Н., Бершадский М.Л. Краткий справочник по паротурбинным установкам. - М.: ГЭУ, 1970.

13. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. - М.: Энергоиздат, 1982.

14. Теплообменное оборудование паротурбинных установок 1,2 часть: Отраслевой каталог / Под ред. В.А. Пермякова и др. - М.: 1989.

15. Паротурбинные энергетические установки: Отраслевой каталог /Под ред. Н.Н. Ермашов и др. - М.: 1988.

16. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. - М. Энергоиздат. 1982. - 624 с.

17. Михайленко С.А., Цыганок А.П. Тепловые электрические станции: Учебное пособие. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. 297 с.

Размещено на Allbest.ru