Реконструкция III очереди НТЭЦ-4 путем установки двух газовых турбины ГТЭ-60 ЛМЗ в качестве газотурбинной настройки

Потери теплоты от наружного охлаждения через внешние поверхности котла.

                                                                                  (2.14)

где  - номинальная производительность котла,

= 420 т/ч = 117 кг/с;       

2.4.6. Расчет потерь с физической теплотой шлаков.

                                                                                        (2.15)

где -энтальпия шлака при твердом шлакоудалении принимается   

t_шл= 600⁰С и = 560 кДж/кг;

.

Расчет коэффициента полезного действия с учетом рассчитанных величин:

%.

2.4.7. Расход топлива на парогенератор при номинальной нагрузке.

Определим расход подаваемого в топку топлива по формуле:

                                                                                                                       (2.16)

где  - теплота, полезно отданная котлу, кДж/с:

                                                                  (2.17)

где D – паропроизводительность котла,

D = 117 кг/с;

, ,  - энтальпии соответственно перегретого пара, питательной воды и кипящей воды, кДж/кг,

(P= 13,8 МПа, t = 560 ⁰С ) = 3489,5 кДж/кг,

(t_пв= 232 ^оС) = 974,4 кДж/кг,

= 1634 кДж/кг;

D_пр – расход продувочной воды, D_пр= 0,59 кг/с.

кДж/кг

Тогда расход топлива в топочную камеру:

.

Расчетный расход топлива с учетом механического недожога:

                                                                                                             (2.18)

Вывод. В  результате расчета теплового баланса котельного агрегата ТП-81 были определены объемы продуктов сгорания и воздуха при сжигании 1кг топлива, а также: потери теплоты с уходящими газами – q₂ = 6,2%; потери теплоты с химическим недожогом – q₃ = 0%; потери теплоты с механическим недожогом – q₄ = 1%; потери теплоты от наружного охлаждения – q₅ = 0,3%; потери с физической теплотой шлаков – q₆ = 0,037%; КПД котельного агрегата = 92,85%; расход топлива на парогенератор при номинальной нагрузке – = 12,43 кг/с.

Глава 3. Выбор основного и вспомогательного оборудования

3.1. Турбинный цех.

3.1.1. Краткое описание паротурбинной установки [7].

Паровая турбинатипа Т-100-130 Уральского турбомоторного завода УТМЗ предназначены для привода генератора ТВФ-100-2. Турбина одновальная, трехцилиндровая, теплофикационная с 2-мя регулирующими отборами – верхним и нижним. ЦВД имеет двухвенечную регулирующую ступень и восемь ступеней давления, в ЦСД располагается 14 ступеней давления, ЦНД двухпоточный и имеет две ступени давления в каждом потоке.

Техническая характеристика:

-  номинальная мощность – 100 МВт;

-  обороты – 3000 об/мин;

-  максимальная тепловая нагрузка – 460 т/час;

-  тепловая нагрузка на конденсационном режиме – 360 т/ч;

-  максимальный отпуск тепла 2-мя отборами 160 Гкал/ча(300-310 т/час);  

-  минимальный пропуск пара в конденсатор – 15т/час;

-  турбина может принимать нагрузку до 120 МВт;

-  давление свежего пара – 130 ата; 

-  температура свежего пара – 555 ⁰С;

-  расчётная температура охлаждающей воды в конденсаторе 20 ⁰С;

Турбина имеет семь отборов, из которых пять нерегулируемых отборов для подогрева питательной воды в ПНД - 4, 3, 2, 1, деаэраторе и ПВД  до температуры 232 ⁰С. ПНД № 7, 6 питаются паром из отопительных отборов.

Два регулируемых отбора, для подогрева сетевой воды:

-  верхний с пределами 0,6 – 2,5 ата после 21-ой,

-  нижний с пределами 0,5 – 2 ата после 23-ой ступени.

При работе с отопительными отборами пара турбина может принимать нагрузку до 120000 кВт. Перегрузка турбины свыше 100000 кВт разрешается при полностью включенной регенерации и при наличии определённой величины отопительных отборов пара, минимальное значение которых указано в диаграмме режимов.

На чисто конденсационном режиме при полностью включённой регенерации нагрузка турбины свыше 100000 кВт не допускается.

Фикспункт расположен на боковых фундаментных рамах ЦНД.

Турбина имеет сопловое регулирование. Пар поступает из отдельно стоящего впереди турбины стопорного клапана  по 4-м перепускным трубам и регулирующим клапанам,  расположенным на ЦВД.

Ротор ЦВД с ротором ЦСД соединены с помощью жёсткой муфты. Ротор ЦСД с ротором ЦНД, а также с генератором соединены полугибкими муфтами.

Конденсатная установка состоит из конденсатора, основных и пусковых эжекторов и конденсатных насосов.

Конденсационное устройство состоит из:

а) двух конденсаторов типа КГ2-6200 1 с поверхностью охлаждения по 3100м² каждый. Диаметр трубок 22х24, длина трубок 7500 мм.

Допустимое давление пара 1,5 кгс/см²

Допустимое давление воды 3,0 кгс/см²

Конденсаторы двухходовые и состоят из двух половин.

Пропускная способность конденсаторов по циркуляционной воде 12000 м³/час.

б) Встроенные пучки с поверхностью охлаждения по 930 м².

Диаметр трубок 22х24, длина трубок 7500 мм.

Допустимое давление пара 1,5 кгс/см²

Допустимое давление воды 6,0 кгс/см²

Пучки двухходовые предназначены для подогрева «сырой» воды с расходом:

максимальный 1500 м³/час минимальный 600 м³/час.

Конденсатор устанавливается на пружинных опорах, рассчитанных на восприятия веса конденсатора, веса воды и компенсации тепловых расширений. Расход пара в конденсатор  на всех режимах работы турбины не должен превышать 270 т/час. Устанавливаем три турбины.

Таблица 3.1.

Характеристики теплообменных аппаратов для очереди

3.1.2. Деаэраторы.

В турбинном отделении 3 очереди на отметке 21,0 м в рядах Б - В установлено четыре деаэратора ёмкостью бака 120 м³ с деаэрационной головкой ДСП-500 производительностью 500 т/ч, один аккумуляторный бак АБ ёмкостью 120 м³. Давление в корпусе деаэратора 6 кгс/см², температура 164 ⁰С.

По нормам технологического проектирования электростанций запас воды в деаэраторных баках устанавливается из расчета обеспечения номинальной паропроизводительности котла в течение 7 минут. Исходя из этого, проведем проверку выбранных деаэраторов: