Размещено на http://www.allbest.ru/

РЕФЕРАТ

Дипломный проект "Проект ГРЭС 1240 МВт", район размещения г. Новосибирск, топливо - бородинский бурый уголь, выполнен на 96 листах и 7 листах графической части.

Ключевые слова: ПРОЕКТ, ТУРБОАГРЕГАТ, РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ, ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ, ГРАДИРНЯ.

Объектом проектирования является ГРЭС 1240 МВт с энергоблоками К-310-240.

Работа производилась расчетным путем вручную.

Полученные результаты технико-экономических показателей свидетельствуют об экономической эффективности производства электроэнергии на проектируемой станции.



СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Экономическая часть

1.1 Актуальность дипломного проекта

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

1.3 Расчет себестоимости единицы электрической энергии

1.4 Расчёт показателей эффективности инвестиций в объект энергетики

2. Расчетная часть

2.1 Подготовка исходной информации

2.2 Построение процесса расширения пара в турбине

2.3 Определение параметров по элементам схемы

2.4 Расчет установки по подогреву сетевой воды

2.5 Определение предварительного расхода пара на турбину

2.6 Баланс пара и конденсата

2.7 Расчет регенеративной схемы

2.8 Расчет технико-экономических показателей

2.9 Выбор вспомогательного оборудования

2.9.1 Регенеративные подогреватели

2.9.2 Деаэратор

2.9.3 Сетевые подогреватели

2.9.4 Выбор питательных насосов

2.9.5 Выбор конденсатных насосов

2.9.6 Выбор циркуляционных насосов

2.9.7 Выбор сетевых насосов

3. Общая часть

3.1 Генеральный план станции

3.2 Компоновка главного корпуса

3.3 Проектирование топливного хозяйства

3.4 Золоулавливание

3.5 Золоудаление

3.6 Водоснабжение

4. Индивидуальное задание - проектирование градирни

4.1 Конструкторский расчет

4.2 Аэродинамический расчет

5. Охрана окружающей среды

5.1 Общее положение

5.2 Влияние производства и электроустановок на окружающую среду

5.3 Мероприятия по охране воздушного бассейна

5.4 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

5.5 Охрана водного бассейна

6. Безопасность проектируемого объекта

6.1 Общая характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности и безвредных условий труда

6.2 Объемно-планировочное решение задания проектируемого цеха

6.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса

6.3.1 Опасность поражения электрическим током

6.3.2 Опасность атмосферного электричества

6.3.3 Электромагнитные поля, статическое электричество, ионизирующие излучения

6.3.4 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

6.3.5 Тепловые выделения и опасность термического ожога

6.3.6 Безопасность эксплуатации грузоподъемных машин и механизмов

6.3.7 Техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов

6.4 Производственная санитария

6.4.1 Микроклимат производственных помещений

6.4.2 Выделение вредных веществ

6.4.3 Освещение

6.4.4 Шум, ультразвук и инфразвук

6.4.5 Вибрация

6.5 Предотвращение аварийных ситуаций

6.5.1 Предупреждение аварий и взрывов технологического оборудования

6.5.2 Техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением

6.5.3 Обеспечение взрывопожарной безопасности производства

6.5.4 Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды

6.6 Обеспечение устойчивости объекта в чрезвычайных ситуациях

6.7 Расчет естественного освещения котельного цеха

Заключение

Список использованных источников



ВВЕДЕНИЕ

Необходимость электрической энергии для современного производства и быта человека общеизвестна. Промышленное значение имеет химически связанная энергия органического топлива, гидравлическая энергия рек, энергия деления ядра атома. Основными производителями электрической и тепловой энергии являются тепловые электрические станции на органическом топливе, производящие около 75 % электроэнергии в мире и около 80 % электроэнергии в нашей стране. Электроэнергетика играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства. На современном этапе эта роль неизмеримо возрастает.

Основным потребителем электроэнергии является промышленность. Следя за нынешним состоянием производства можно сделать вывод, что оно выходит из кризиса и нуждается в большом потреблении электроэнергии. Строятся так же новые жилые и производственные массивы, что предопределяет ввод в строй все новых и новых энергетических мощностей, так как старое оборудование выработало уже свой ресурс или пришло в негодность. Прирост электроэнергии возможен за счет строительства новых и расширения действующих станций.

Тепловые электрические станции получили быстрое развитие, начиная с двадцатых годов прошлого века. В 1920 году в нашей стране был принят Государственный план электрификации России (план ГОЭЛРО), разработанный комиссией под руководством Г.М. Кржижановского.

Предполагается, что мировой прирост годовой добычи энергоресурсов в 2010 году составит 5000-6000 млн. т.у.т. и производство энергоресурсов будет возрастать примерно на 2,5 % в год. По данным МИРЭК (мировой энергетической комитет) извлекаемые запасы этих ресурсов обеспечивает современный уровень добычи угля на 200 лет, нефти на 30 лет, природного газа на 50 лет.

Топливно-энергетический комплекс, создаваемый на базе месторождений центральной Сибири (Канско-Ачинские угли), является основой энергетики на органическом топливе в нашей стране на ближайшие десятилетия. В связи со спадом промышленного производства, наибольший относительный прирост потребления электроэнергии наблюдается в коммунально-бытовом хозяйстве городов.



1. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Актуальность дипломного проекта

Актуальность курсового проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во всех отраслях народного хозяйства.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро и теплопотребления при оптимистическом варианте развития необходимо создание генерирующих мощностей на электрических станциях России (с учетом замены и модернизации) 2005-2020г.г. не менее 177 млн.кВт, в том числе на гидро и гидроаккумулирующих электростанциях 11,2 млн.кВт, на атомных 23 млн.кВт и на тепловых 143 млн.кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками 37 млн.кВт). При умеренном варианте развития планируется ввод в действие генерирующих мощностей 121 млн. кВт, в том числе на тепловых электрических станциях (ТЭС) 97 млн. кВт.

Актуальность темы дополнительно обосновывается состоянием основных фондов в электроэнергетике, износ активной части которых составляет 60-65%. Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, доля которого уже превышена на 15% всех мощностей, определяет целесообразность исследований по реконструкции, модернизации действующих ТЭС.

Таким образом, энергетической стратегии ввод новых мощностей не изменит структуру установленной мощности электрических станций, в которой наибольший удельный вес занимает ТЭС.



1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

1.2.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции мощностью 1240 МВт. В качестве основного оборудования используются: турбины К-310-240 и котельные агрегаты производительностью1650 тонн пара в час, работающие на твёрдом топливе.

Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупнённые статьи калькуляции, млн.руб./год:

, (1.1)

где U_Т - затраты на топливо;

U_ЗП - расходы на оплату труда;

U_А - амортизация основных производственных средств;

U_ТР - расходы на ремонт основных фондов;

U_ПР - прочие расходы.

1.2.2 Расчёт затрат на топливо

Число часов фактической работы турбоагрегата, т. е. календарное время за вычетом времени простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

, (1.2)

где Т_РЕМ - время простоя в ремонте, ч.

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

(1.3)

где N_УСТ - установленная мощность станции, МВт;

Т_УСТ - число часов использования установленной мощности, ч.

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

(1.4)

где Т_Р - число часов фактической работы, ч.

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

(1.5)

где n_БЛ - число блоков.

Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установленном режиме, т у.т./год:

, (1.6)

где b_XX - удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата,

т у.т./МВт ч.;

b₁ и b₂ - относительный прирост расхода топлива соответственно до точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т./МВт ч.;

Р_ЭК и Р_Н - экономическая и номинальная мощности, МВт.

Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:

, (1.7)

где В _{П 6-10 ч} и В _{П Х.С.} - пусковые потери соответственно при останове на 6 - 10 часов, и при пуске из холодного состояния, т у.т.;

n _{П 6-10 ч} и n _{П Х.С.} число пусков и остановов соответственно на 6 - 10 часов, и из холодного состояния.

Расход топлива на КЭС, т у.т./год:

, (1.8)

Затраты на топливо, млн. руб./год:

, (1.9)

где Ц - цена топлива, руб./т у.т.

1.2.3 Расходы на оплату труда

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:

(1.10)

где n_У - штатный коэффициент;

Ф_ЗП - средняя зарплата одного работника за год;



1.2.4 Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (1.11)

где H_A - средняя норма амортизации станции в целом;

К - капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год:

, (1.12)

Где К^/ и К_БЛ - капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб.;

d_i - коэффициент, учитывающий район размещения;

к_УД - коэффициент удорожания в ценах текущего года.

1.2.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

, (1.13)

где Н_ТР - норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС.

1.2.6 Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

- общецеховые и общестанционные расходы;

- расходы по охране труда и техники безопасности;

- налоги и сборы;

- плата за землю

- и др.

Их величина принимается 20 - 30 % от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, учётом единого социального налога , млн. руб./год:

, (1.14)

где - социальные отчисления во внебюджетные фонды 26% от расходов на оплату труда;

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб/год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

, (1.15)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает около 30% от полной производственной себестоимости , что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.

1.3 Расчёт себестоимости единицы электрической энергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт /ч:

, (1.16)

где а_СН - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции.

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

(1.17)

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

(1.18)

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт ч:

(1.19)

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч:

(1.20)

Себестоимость отпущенной энергии отличается от значения в основной главе диплома, из-за того, что данное значение мы считаем на условное топливо, а в основной главе на натуральное.

Во втором варианте расчёта установленная мощность ГРЭС остаётся прежней, состав основного оборудования: 2 блока К-500-240 и один К-300-240.

Второй вариант расчёта сведём в таблицу 1.1 , т. к. методика расчёта повторяет методику, описанную выше.

Таблица 1.1 - Пересчёт технико-экономических показателей станции и себестоимости единицы электроэнергии

Наименование показателя	Значение показателя
Число часов фактической работы Турбоагрегата, ч.
Выработка установленной мощности на КЭС, МВт ч
Средняя нагрузка электростанции, МВт
Среднегодовая нагрузка блока, МВт
Годовой расход топлива, т у.т./год
Потери топлива в неустановишемся режиме, т у.т./год
Расход топлива на КЭС, т у.т./год
Затраты на топливо, млн.руб./год
Расходы по оплате труда, млн.руб./год
Амортизационные отчисления, млн.руб./год
Расходы по ремонтному обслуживанию, млн.руб./год
Прочие расходы, млн.руб./год
Эксплуатацион-ные расходы, млн.руб./год
Годовой отпуск энергии с шин ТЭС, МВт ч
Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч
Себестоимость выработанной энергии , руб./кВт ч
Удельный расход топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт ч
Удельный расход топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч

Результаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 1.2

Таблица 1.2 - Основные технико-экономические показатели станции

Наименование показателя	Значение показателя
	вариант 1	вариант 2
Установленная мощность, МВт	1240	1300
Состав основного оборудования	4ЧК - 310	2ЧК - 500 К - 300
Число часов использования установленной мощности, ч./год	7000
Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч	8680000
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч	8332800	8332800
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт ч	0,32	0,319
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч	0,334	0,332
Себестоимость единицы Электроэнергии, руб./кВт ч: а) выработанной б) отпущенной	0,57 0,59	0,59 0,619
Штатный коэффициент, чел./МВт	0,83	0,62
Удельные капитальные вложения, млн. руб./МВт	17,416	18,392

Таким образом, по показателю проектной себестоимости первый вариант с составом основного оборудования пять блоков К-310-240 является более предпочтительным.

кономический эффект на микроуровне для станции составит, млн.руб./год:

, (1.21)

где U^Э_СОП - себестоимость единицы отпущенной электроэнергии посопоставляемому варианту, руб./кВт ч. ;

U^Э_РЕК - себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по рекомендуемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч. .

W_РЕК - годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому варианту, МВт ч.

1.4 Расчёт показателей эффективности инвестиций в объект энергетики

Показатели экономического обоснования проекта рассчитываются следующие:

Для оценки коммерческой эффективности рассчитываются показатели, устанавливающие соотношения финансовых затрат и результатов, обусловленных реализацией инвестиций инвестиционного проекта: чистый доход, срок окупаемости, рентабельность, внутренняя норма доходности.

Показатели эффективности могут определяться разными методами. Статические методы не учитывают изменения движения капитала в течение времени осуществления проекта, методы дисконтирования позволяют учесть неравноценность одинаковых сумм поступлений и платежей, относящихся к разным периодам времени осуществления проекта.

Первый в системе показателей коммерческой эффективности - чистый доход, который определяется как превышение интегральных результатов над интегральными затратами.

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течение которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Расчетный показатель срока окупаемости сопоставляется или с рекомендуемым его значением, или с требованием инвестора. Заключение об эффективности инвестиционного анализа.

Перечисленные показатели эффективности наряду со стратегическими методами могут рассчитываться и методами дисконтирования, позволяющие определить, насколько будущие поступления оправдают сегодняшние затраты. В этом случае соизмерение разновременных показателей осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности в начальном периоде.

Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля то все затраты по проекту окупаются доходами, т. е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

, (1.22)

где К - стоимость строительства станции, млн. руб. ;

U^Э_ОТП - себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч. ;

W_ОТП - годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

n - текущий год;

Т - тариф на отпущенный кВт ч с учётом планируемой рентабельности, руб./кВт ч.

(1.23)



(1.24)

Расчёт срока окупаемости станции с четырьмя блоками К-310-240 сведём в таблицу 1.3

Таблица 1.3 - Срок окупаемости капитальных вложений с плановым уровнем рентабельности

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности - кап. вложения (К)	-21596	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2) Денежный поток по основой деятельности : - амортизационные отчисления - доход по производству эл/энергии	-	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2	737,4 1295,8 2033,2
3) Чистый денежный поток	-21596	2033,2	2033,2	2033,2	2033,2	2033,2	2033,2	2033,2	2033,2	2033,2	2033,2
4) Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	-21596	1848,2	1679,4	1526,9	1388,7	1260,6	1146,7	1043	947,5	862,1	782,8
6) ЧДД нарастающим итогом	-21596	-19747	-18067	-16593	-15151	-13888	-12740	-11697	-10749	-9886	-9102

Поскольку период окупаемости превышает предельный срок в 10 лет, то выполним расчёт при повышенном уровне рентабельности производства электроэнергии (Таблица 1.4)

Таблица 1.4 - Срок окупаемости капитальных вложений с увеличенным уровнем рентабельности производства электроэнергии

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности - кап. вложения (К)	-21596	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2) Денежный поток по основой деятельности : - амортизационные отчисления - доход по производству эл./энергии	-	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3	2261,5 1295,8 3557,3
3) Чистый денежный поток	-21596	3557,3	3557,3	3557,3	3557,3	3557,3	3557,3	3557,3	3557,3	3557,3	3557,3
4) Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	-21596	3233,6	2938,3	2671,5	2429,6	2205,5	2006,3	1824,9	1657,7	1508,3	1369,6
6) ЧДД нарастающим итогом	-21596	-18362	-15422	-12749	-10319	-8111	-6103	-4277	-2618	-1109	262,1

Капитальные вложения в проект ГРЭС 1240 МВт с четырьмя блоками К-310-240 окупается на десятый год эксплуатации при условии, что уровень рентабельности принимается выше планового.

В качестве рекомендуемого состава основного оборудования принимается в дальнейших расчётах четыре блока К-310-240 с котельными агрегатами производительностью 1650 тонн пара в час, что обеспечивает экономический эффект на микроуровне в сумме 241,35 млн.руб./год.

Проведем анализ чувствительности инвестиционного проекта в зависимости от цены топлива и количества капитальных вложений. Данные анализа сведем в таблицу 1.5 и 1.6.

Таблица 1.5 - Анализ чувствительности в зависимости от цены топлива

		-30%	-20%	-10%	0	10%	20%	30%
Цена топ		381,5	436	490,5	545	599,5	654	708,5
Cебестоимость	0,53785	0,55597	0,57409	0,59	0,61032	0,628444	0,646565
Доход		2696,1	2545,1	2394,1	2261,5	2092,2	1941,2	1790,2
ЧДД		1539,1	1480,8	1422,6	1371,5	1306,2	1248	1189,8
Чдд нарост. Итогом		2932,5	2004,7	1076,8	262,1	-778,2	-1706	-2633,9
dЧДД		2670,4	1742,6	814,7	0	-1040,3	-1968,1	-2896
dЧДД%		1018,9	664,9	310,8	0	-396,9	-750,9	-1104,9

Таблица 1.6 - Анализ чувствительности в зависимости величины капитальных вложений

		-30%	-20%	-10%	0	10%	20%	30%
Капит. Вложения	15117,2	17276,8	19436,4	21596	23755,6	25915,2	28074,8
Cебестоимость	0,484891	0,520665	0,55643	0,59	0,627964	0,663714	0,699489
Доход		1858,6	1995,7	2132,8	2261,5	2407	2544,1	2681,2
ЧДД		1066,3	1169,1	1271,9	1375,1	1477,5	1580,3	1683,2
Чдд нарост. Итогом		1876,2	1355,4	834,5	262,1	-207,8	-728,6	-1249,5
dЧДД		1614,1	1093,3	572,4	0	-469,9	-990,7	-1511,6
dЧДД%		615,8	417,1	218,4	0	-179,3	-377,7	-576,7

По данным таблиц 1.5 и 1.6 построим график чувствительности.

Рисунок 1.1 - График чувствительности инвестиционного проекта

Таким образом, на оценку эффективности инвестиций проекта наибольшее влияние оказывает изменение цены топлива.



2. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1 Подготовка исходной информации

Для проектируемой станции были выбраны турбины К-310-240. На рисунке 2.1 изображена принципиальная тепловая схема блока мощностью 310 МВт с турбиной К-310-240

Потери пара и конденсата блока восполняются обессоленной водой, подаваемой в деаэратор. Воздух из конденсаторов главной и приводных турбин отсасывается водоструйными эжекторами.

Таблица 2.1- Номинальные параметры турбины К-310-240

Наименование параметров	К-310 -240
1. Мощность, МВт 2. Начальные параметры пара: давление, МПа температура, °С 3. Параметры пара после промежуточного перегрева: давление, МПа температура, °С 4. Расход охлаждающей воды, т/ч 5. Давление пара в конденсаторе, МПа	310 23,5 540 3.53 540 26000 0,00343

Таблица 2.2 - Характеристики отборов турбины К-310 -240

Характеристика отборов Потребитель пара Параметры пара в камере отбора Давление, МПа Температура, °С ПВД № 1 5,49 350 ПВД № 2 3,92 309 ПВД № 3 1.53 445 Турбопривод 1.53 445 Деаэратор 1.03 369 ПНД № 5 0.59 323 ПНД № 6 0.205 250 ПНД № 7 0.052 90 ПНД № 8 0.022 62

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

; ; ;

КПД дросселирования по отсекам:

;; ;

Электромеханический КПД _эм = 0.98.

Потери давления пара в промперегреве ?Р_пп = 5%

Температура химически очищенной воды t_хов = 30 С;

Нагрев воды в сальниковом и эжекторном подогревателях t_эж + t_сп = 15 C;

КПД подогревателей поверхностного типа .

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД _ПВД = 2 С.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД _ПНД = 3 С.

Рисунок 2.1 - Принципиальная схема турбины К-310-240



2.2 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс расширение пара в турбине представлен на рисунке 2.2.

Процесс построен с учетом потерь давления в регулирующих органах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами.

Находим на h-s диаграмме точку А₀. Давления пара с учетом потерь при дросселирование в регулирующих клапанах ЦВД P₀'=P₀•з_др^ЦВД=23,5•0.97=22,8 МПа точка (А).

Энтальпия в отборах ЦВД находиться по формуле:

Энтальпия в отборах ЦСД находиться по формуле:

Энтальпия в отборах ЦНД находиться по формуле:

Используя значения давлений в отборах , на h-s диаграмме находится значения энтальпий в этих отборах.

Реальный процесс расширения пара в ЦВД изображается линией А-2'. Зная давления и температуру на выходе из ЦВД, на h-s диаграмме находим энтальпию.

Промперегрев пара с учетом потери давления представлен линией 2'-2”.

Аналогично процессу в ЦВД на h-s диаграмме строится процесс расширения в ЦСД и ЦНД.

Реальный процесс расширения пара ЦСД изображается линией 2”-6'.

Реальный процесс ЦНД изображается линией 6”-8.

Рисунок 2.2 - Процесс расширения турбины К-310-240 в i-s диаграмме

2.3 Определение параметров по элементам схемы

Давление пара у подогревателя ПВД-1, с учётом потерь в паропроводе, МПа

Температура насыщения греющего пара за ПВД-1, С

t_н = 266,6

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД-1, кДж/кг

h_к = 1167,8

Температура питательной воды за ПВД-1, с учётом недогрева, С

Энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-1, кДж/кг:

h_пв = t_пв·С_в = 264,6·4,186 = 1107,6

Энтальпия греющего пара из отбора, кДж/кг:

i_отб = 2996,1

Использованный теплоперепад на турбине, кДж/кг:

h = i₀ - i_отб = 3324,8 - 2996,1 = 328,7

Аналогичным образом подсчитываем значения параметров других подогревателей. Результаты расчётов сводим в таблицу 2.3.

Таблица 2.3 - Результаты расчётов параметров воды и пара в подогревателях.

СП1	0,205	2855,4	0,19475	119,4	116,4	487,3	501,1	1078,2
СП2	0,59	3065,9	0,5606	156,2	150	632,3	659	867,7
К	0,0034	2330	0,0034	26,2	26,2	109,8	109,8	1603,6
ПНД-1	0,022	2537,5	0,0209	61	58	242,8	255,4	1396,1
ПНД-2	0,052	2648,4	0,0494	81	78	326,5	339,2	1285,2
ПНД-3	0,205	2885,4	0,19475	119,4	116,4	487,3	501,1	1078,2
ПНД-4	0,59	3065,9	0,5605	156,2	153,2	641,3	659	867,7
Д	1,03	3199,4	0,727	166,5	166,5	697	697	734,2
Турбо привод	1,53	3305,1	1,4535	196,8	194,8	815,4	838	628,5
ПВД-6	1,53	3305,1	1,4535	196,8	194,8	815,4	838	628,5
ПВД-7	3,92	2394,9	3,724	246,2	244,2	1023,9	1067,1	389,9
ПВД-8	5,49	2996,1	5,2155	266,6	264,6	1107,6	1167,8	328,7
Наименование величины	Давление отборного пара, МПа	Энтальпия пара, кДж/кг	Давление у подогревателя, МПа	Температура насыщения гр.пара, 0С	Температура воды за подогревателем, 0С	Энтальпия воды за подогревателем гр.пара, кДж/кг	Энтальпия конденсата, кДж/кг	Использованный теплоперепад, кДж/кг

2.4 Расчет установки по подогреву сетевой воды

Блоком предусмотрено отпуск тепла для отопления и горячего водоснабжения города в количестве 60 МВт. Схема отпуска тепла представлена на рисунке 2.3. Схема состоит из двух подогревателей поверхностного вида. СП2 подпитывается из пятого отбора, СП1 подпитывается из шестого отбора.

Рисунок 2.3 - Установка по подогреву сетевой воды

Расход сетевой воды находим по формуле, кг/с:

, (2.1)

где - максимальная отопительная нагрузка на турбину, КВт;

=t_пс-t_ос=153,2-70 = 83,2 - разница между прямой и обратной температурой сетевой воды,°C; - теплоемкость воды, кДж/кг.

- температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (находится по давлению насыщенного пара перед сетевым подогревателем минус недогрев 3 °С ),°С;

Расход пара на сетевой подогреватель 2, кг/с:

, (2.2)

где - температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя 1(находится по давлению насыщенного пара перед сетевым подогревателем минус недогрев 3 °С ), °С;

- энтальпия пара на выходе из отбора, кДж/кг;

- энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

- КПД теплообменника.

Расход пара на сетевой подогреватель 1, кг/с:

(2.3)

где - температура сетевой воды на входе в сетевой подогреватель, °С;

- температура сетевой воды на выходе из сетевого подогревателя (находится по давлению насыщенного пара перед сетевым подогревателем),°С;

- энтальпия пара на выходе из отбора, кДж/кг;

- энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг;

- КПД теплообменника.



2.5 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недовыработки мощности отопительных отборов равен:

(2.4)

где - энтальпия на выходе из турбины, кДж/кг;

- энтальпия в точке 2”(рисунок 2.1), кДж/кг;

- энтальпия в точке 2' (рисунок 2.1), кДж/кг.

Расход пара на турбину, кг/с:

, (2.5)

где - использованный теплоперепад, кДж/кг;

- номинальная мощность турбины, кВт;

- коэффициент регенерации принимаем равным =1.2 с последующим уточнением.

Расход пара на турбопривод принимаем

2.6 Баланс пара и конденсата

Расход пара на эжектор приняли 0,5% [1,3] от расхода пара, кг/с:

(2.6)

Расход пара на уплотнения турбины приняли 1% [1,3] от расхода пара, кг/с:

(2.7)

Утечки пара и конденсата приняли 1,1% [1,3] от расхода пара, кг/с:

(2.8)

Расход пара на собственные нужны приняли 2,4% от расхода пара, кг/с:

(2.9)

Расход перегретого пара, кг/с:

(2.10)

Расход питательной воды, кг/с:

(2.11)

Расход пара на турбопривод, кг/с:

(2.12)

2.7 Расчёт регенеративной схемы

Расчетная схема подогревателей высокого давления представлена на рисунке 2.4

Рисунок 2.4 - Схема подогревателей высокого давления

Уравнение для теплового баланса ПВД-8:

(2.13)

Из уравнения (10) находим расход пара на ПВД-8, кг/с:

(2.14)

где - энтальпия питательной воды после ПВД-8 (находится по давлению насыщения греющего пара минус недогрев 2 °С), кДж/кг;

- энтальпия питательной воды перед ПВД-8, кДж/кг;

- энтальпия греющего пара в первом отборе, кДж/кг;

- энтальпия конденсата на выходе из ПВД-8 (находится по давлению первого отбора на линии насыщения), кДж/кг.

Уравнение теплового баланса для ПВД -7

(2.15)

Из уравнения (12) находим расход пара на ПВД-7 кг/с:

(2.16)

где - энтальпия питательной воды после ПВД-6 (находится по давлению насыщения греющего пара минус недогрев 2 °С), кДж/кг;

- энтальпия греющего пара во втором отборе, кДж/кг;

- энтальпия конденсата на выходе из ПВД-7 (находится по давлению второго отбора на линии насыщения), кДж/кг.

Уравнение теплового баланса для ПВД-6:

(2.17)

Из уравнения (14) находим расход пара на ПВД-6, кг/с:

, (2.18)

где ===697+, кДж/кг.

Расчетная схема деаэратора представлена на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Схема обвязки деаэратора

Уравнение материального баланса деаэратора:

(2.19)

Уравнение теплового баланса деаэратора:

(2.20)

Из уравнения (16) выражаем и подставляем в уравнения (17). Далее из уравнения (17) находим расход пара через четвертый отбор , кг/с:

(2.21)

где - энтальпия ХВ, кДж/кг;

i- энтальпия греющего пара в четвертом отборе, кДж/кг;

- расход конденсата ПВД-8,7,6, кг/с;

- расход ХВО (равным расходу утечек в сумме с расходом на собственные нужды турбины), кг/с.

Далее через уравнение (16) находим , кг/с:

(2.22)

Уравнение теплового баланса для ПНД-4:

(2.23)

Рисунок 2.6 - Схема привязки ПНД-4

Из уравнения (2.23) выражаем расход через пятый отбор, кг/с:

(2.24)



Уравнение материального баланса РБ:

(2.25)

Уравнение теплового баланса РБ:

(2.26)

Из уравнения (2.25) выражаем и затем подставляем в уравнение (2.26).

Из уравнение (2.26) находим , кг/с:

(2.27)

Затем находим , кг/с:

, (2.28)

где - энтальпия воды на линии насыщения при давлении 0.8 бар, кДж/кг; - энтальпия пара на линии насыщения при давлении 0.8 бар, кДж/кг

Рисунок 2.7 - Схема привязки РБ

Рисунок 2.8 - Схема привязки ПНД-3 и ПНД-2

Уравнение теплового баланса ПНД-3:

(2.29)

Уравнение материального баланса точки смешения 1:



(2.30)

Уравнение теплового баланса точки смешения 1:

(2.31)

Уравнение теплового баланса ПНД-2:

(2.32)

Уравнение материального баланса точки смешения 2:

(2.33)

Уравнение теплового баланса точки смешения 2:

(2.34)

Составляем систему уравнений, состоящая из уравнений (2.29-2.34). Далее решаем данную систему методом “Крамера”. Метод “Крамера” основан на их матричном представлении . Решаем совместно путём составления системы уравнений, состоящей из уравнений теплового баланса для подогревателей и теплового и материального баланса для точки смешения.

Решая данную систему, находим искомые величины:

Расход пара на ПНД-3 , кг/с:

Расход пара на ПНД-2 , кг/с:

Расход конденсата перед точкой смешения 1 , кг/с:

Энтальпия конденсата перед точкой смешения, кДж/кг:

Расход конденсата после точки смешения 2 , кг/с:

Рисунок 2.9 - Схема привязки ПНД-1

Тепловой баланс ПНД-1:

(2.35)

Выражаем расход пара на ПНД-1, кг/с:

, (2.36)

где - энтальпия конденсата после ПНД-1 (находится по давлению насыщения греющего пара минус недогрев 3 °С), кДж/кг;

- энтальпия конденсата перед ПНД-1 (находится как произведения температуры на выходе из ПУ и теплоемкость воды), t_пку=t_к+15.

- энтальпия греющего пара во втором отборе, кДж/кг;

- энтальпия конденсата на выходе из ПНД-1 (находится по давлению восьмого отбора на линии насыщения), кДж/кг.

Расход пара в конденсатор, кг/с:

(2.37)

Расход конденсатора, кг/с:

(2.38)

Проверка по балансу мощности

Электрическая мощность турбоагрегата, МВт:

(2.39)

Погрешность расчета составляет д=0,5%, что в пределах нормы.



2.8 Расчёт технико-экономических показателей работы станции

Расход тепла на турбоустановку, МВт

(2.40)

Затраченная теплота на сетевые подогреватели, МВт

(2.41)

Расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии, МВт

(2.42)

Тепловая нагрузка котла, МВт

(2.43)

Полный расход натурального топлива, кг/с

(2.44)

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с



(2.45)

Принимая мощность собственных нужд 9%, отпущенная мощность составляет, МВт

(2.46)

Мощность собственных нужд, затраченная только на производство электроэнергии, МВт

(2.47)

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

(2.48)

Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии за счёт отборов пара, кВт

(2.49)

Коэффициент ценности тепла:



(2.50)

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата, кВт

(2.51)

Расход топлива на выработку тепла, кг/с

(2.52)

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

(2.53)

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж

(2.54)



2.9 Выбор вспомогательного оборудования

2.9.1 Регенеративные подогреватели

Подогреватель высокого давления выбираем по заводским данным, так чтобы их характеристики удовлетворяли значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

ПВД-8: ПВ 1550-380-70, где 1550 - площадь поверхности теплообмена, м²; 380 максимальное давление в трубной системе, бар; 70 максимальное давление в корпусе, бар.

ПВД-7: ПВ-1700-380-45.

ПВД-6: ПВ-1250-380-17-I.

Подогреватели низкого давления:

ПНД-4: ПН-550-25-6-II.

ПНД-3: ПН-550-25-6-I.

ПНД-2: ПН-550-25-6-III.

ПНД-1: ПН-550-25-1-IV.

2.9.2 Деаэратор

По заводским данным выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-1000/100 с характеристиками: емкость - 17 м³; давление 7 бар; производительностью - 1000 м³/ч.

Аккумуляторный бак: емкость 113 м³ давление 7 бар.

2.9.3 Сетевые подогреватели

Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температура пара на входе и воды на выходе.

Расчетный пропуск сетевой воды G_св=172,28 кг/с. ПСВ-315-14-23 с характеристиками: расчетный пропуск воды 1130 т/ч; рабочее давление пара 1,47 МПа; рабочее давление воды в трубной системе 2,35 МПа; вес без воды 12,423 т/ч.

2.9.4 Выбор питательных насосов

Для блочных электростанций производительность питательных насосов выбирают по расходу пара на блок с запасом 6-8%, т/ч:

(2.55)

где - расход питательной воды на турбину, кг/с.

Напор питательного насоса принимается на 30-50% больше, чем номинальное давление пара перед турбиной, м:

(2.56)

Выбираем питательный насос с турбоприводом ПН-1135-340 с приводом ОР12ПМ КТЗ в количестве одной штуки с характеристикой:

· Производительность - 1135 м³/ч

· Напор - 3400 м

· Частота вращения 4700 об/мин

· КПД - 80 %

Мощность привода ТПН, МВт:

(2.57)

где =0.315 - производительность, м³/с;

- плотность питательной воды, кг/м³.



2.9.5 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы устанавливают в количестве 2-3 на турбину, при двух - каждый на 100 %-ную производительность, а при трех - на 50 %-ную. За расчетную производительность принимают расход конденсата в летний период, т/ч:

т/ч

Принимаем напор конденсатных насосов в приделах 50-150 м. вод.ст.

Выбираем 3 конденсатных насоса КСВ-1000-95 с характеристиками:

· Производительность - 1000 м³/ч

· Напор - 95 м.вод.ст.

· Частота вращения 970 об/мин

· Мощность - 400 кВт

· КПД - 75 %

Устанавливают насос после точки смешения, с расходом

т/ч

Принимаем напор конденсатных насосов в приделах 50-150 м. вод.ст.

Выбираем 2 конденсатных насоса 10КСД-5*3 с характеристиками:

· Производительность - 220 м³/ч

· Напор - 120 м.вод.ст.

· Частота вращения 960 об/мин

· Мощность - 122 кВт

· КПД - 75 %

2.9.6 Выбор циркуляционных насосов

Расход циркуляционной воды на турбину по заводским данным составляет 36000 м³/ч.

(2.58)



Выбираем насос типа ОПЭ3-110 в количестве двух штук с характеристиками:

· Производительность - 14400-216000 м³/ч

· Напор - 15.5-22.9 м.вод.ст.

· Частота вращения 585 об/мин

· Потребляемая мощность - 925-1390 кВт

· КПД - 80-87 %

Расчетная мощность электродвигателя, кВт:

Мощность привода ЦН, кВт:

(2.59)

2.9.7 Выбор сетевых насосов

Выбор производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаются в количестве двух на турбину, рассчитывая их на 50 %-ную производительность.

Производительность сетевого насоса, м³/ч:

(2.60)

Выбираем сетевые насосы СЭ-500-70 с характеристиками:

· Производительность - 500 м³/ч

· Напор - 70 м.вод.ст.

· Допустимый кавитационный запас

· Частота вращения 3000 об/мин

· Потребляемая мощность - 120 кВт

· КПД - 82 %



3. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

3.1 Генеральный план электростанции

Генеральный план проектируемой ТЭС представлен на листе 2 графической части проекта.

Генеральный план - план размещения на выбранной производственной площадке электростанции, ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план данной электростанции включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения: главный корпус, включающий в себя турбинное и котельное отделение, электрический щит управления, оборудование пылеприготовления, бункера угля и пыли; топливоподача, состоящая из разгрузочного устройства, дробильного помещения, склады топлива; распределительное устройство открытого типа; дымовые трубы; химводоочистку, систему технического водоснабжения; систему золо- и шлакоудаления; масляное хозяйство, а так же железнодорожные пути, устройства водоснабжения, и т.д. Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды электростанции. Вне основной ограды размещается золоотвал.

Генплан проектируемой ГРЭС предусматривает возможность расширения станции, для чего со стороны главного здания и прочих основных сооружений со стороны временного торца нет объектов, препятствующих расширению. Между зданиями, сооружениями и установками в генплане предусмотрены необходимые пожарные разрывы и проезды.

К помещениям машинного зала и парогенератора, к открытому распределительному устройству и повышающим трансформаторам, к приемноразгрузочному устройству топливоподачи и складу топлива, к складам масла и других материалов и оборудования обеспечен подвод железнодорожных путей и автомобильных дорог.

3.2 Компоновка главного корпуса

Поперечный разрез главного корпуса ГРЭС представлен на листе 3 графической части проекта.

Главным корпусом электростанции называют главное ее здание, в котором размещают основное и связанное с ним вспомогательное оборудование. В главный корпус подается топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбоагрегатов и для других целей. Из главного корпуса отводится охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы котла, шлак и зола, выводится конечная продукция - электрическая энергия. Под компоновкой главного корпуса электростанции понимают взаимное размещение оборудования и строительных конструкций. При выборе компоновки главного корпуса основным является принцип размещения оборудования в соответствии с последовательностью технологического процесса. В состав главного корпуса входят два основных помещения (отделения): парогенераторное и турбинное (машинный зал) и, кроме того, так называемое промежуточное помещение между парогенераторным и турбинным помещениями для различного вспомогательного оборудования.

Парогенераторное помещение включает бункерное отделение с бункерами, в которых обеспечивается запас топлива. В котельном отделении энергетические котлы установлены в бесподвальном помещении, которое делится перекрытием на отметке основной площадки обслуживания на два - нижнее и верхнее. В нижнем отделении (зольном) на нулевой отметке расположены молотковые мельницы. На современных электростанциях принято однорядное размещение парогенераторов в здании.

Котлы установлены на собственном каркасе и при этом установлен мостовой кран, предназначенных для монтажа и эксплуатации оборудования. В котельном отделении на нескольких отметках предусмотрены ремонтные зоны для транспортировки и размещения при ремонте материалов, также предусмотрен тупиковый железнодорожный заезд, совмещенный с автомобильным въездом.

Машинное отделение разделяется по высоте на два помещения: в верхнем установлены турбоагрегаты, в нижнем - конденсационном размещен фундамент турбоагрегата, конденсаторы и вспомогательное оборудование, регенеративные и сетевые подогреватели и другие теплообменники, питательные, конденсатные, дренажные и прочие насосы.

Между верхним помещением турбоагрегатов и нижним, конденсационным, сплошного перекрытия не выполняют, что позволяет обслуживать мостовым краном, не только турбоагрегаты, но и вспомогательное оборудование в конденсационном отделении.

Вокруг турбоагрегатов устраивают площадки обслуживания, соединяемые переходами с галереями, идущими вдоль колонн и стен машинного зала.

Турбоустановки скомпонованы по «островному» принципу. Турбина и генератор установлены на своем фундаменте, не связанным с другими строительными конструкциями, чтобы вибрация турбоагрегата не передавалась на них. Для обслуживания вспомогательного оборудования предусмотрены промежуточные площадки на двух уровнях, между площадкой обслуживания турбины и полом конденсационного помещения. В машинном зале принято поперечное размещение турбоагрегатов.

Конденсатор располагается под фундаментом вдоль оси. Регенеративные подогреватели установлены по бокам турбины.

В промежуточном помещении находятся деаэраторы с баками, бункеры топлива и оборудование пылеприготовления. Кроме того, в нем размещают РОУ и БРОУ, трубопроводы, электрическое распределительное устройство собственного расхода и тепловые щиты.

Подземная часть главного корпуса запроектирована в сборном и монолитно...