Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Актуальность темы дипломного проекта обосновывается основными положениями «Энергетической стратегии России». В данном документе дан прогноз развития электроэнергетики при ожидаемом уровне потребления энергии к 2015 году.

Основу электроэнергетики нашей страны составляют тепловые электрические станции. Сегодня электроэнергетика России имеет общую установленную мощность электрических станций около 200 миллионов кВт. В её структуре 70 процентов составляют тепловые электростанции, половина из которых имеет крупноблочное оборудование на критические и сверхкритические параметры пара.

В электроэнергетике наступил период интенсивного вывода мощностей электростанций, агрегаты которых достигли предельной наработки и исчерпали ресурс.

В рассматриваемый период министерство энергетики и генерирующие компании не собирается отказываться от планов строительства новых электростанций, учитывая, что в настоящее время выработали свой ресурс 50 млн. кВт генерирующих мощностей. К 2015 г. эта цифра увеличится до 100 млн. кВт.

Истощение запасов органического топлива требует более экономичного расходования этих ресурсов, поэтому, необходимо повышение КПД современных тепловых электрических станций.

Топливно-энергетический комплекс Красноярского края занимает значительное место в региональной экономике, обеспечивая около 10% валового регионального продукта и 20% всех налоговых поступлений в бюджет края. Красноярский край, в перспективе, обеспечен собственными топливно-энергетическими ресурсами. Региону принадлежит первенство в России по общегеологическим запасам угля - свыше 20% мировых запасов. Безусловно, будущее Красноярского края неразрывно связано с развитием энергетической отрасли, которая на протяжении многих лет является одной из профилирующих в экономике не только края, но и всего Сибирского региона. В регионе наблюдается устойчивый рост электропотребления. Исходя из потребностей края в электрической и тепловой энергии предусматривается к 2012 г. ввести в строй первую очередь Богучанской ГЭС общей мощностью 1620 МВт, а на Березовской ГРЭС в 2015 г. - третий энергоблок мощностью 800 МВт.

Огромные запасы угля в Сибирском регионе (запасы Канско-Ачинского бассейна оцениваются в сотни миллиардов тонн) вселяют надежду на то, что прирост мощностей энергосистем России будет происходить в основном за счет строительства новых угольных энергоблоков и электростанций. Приоритетное участие Сибирского региона в развитии современной, экономически мощной и экологически безопасной теплоэнергетики России позволит эффективно сочетать, с учетом проведения разумной ценовой политики, интересы и центра и региона.

Исходя из выше сказанного можно считать тему дипломного проекта актуальной.

1. Техническое обоснование проекта

Техническим обоснованием проекта расширения на Березовской ГРЭС с энергоблоками в составе котла П-67 и турбины К-800-240-5 является:

работа электростанции в базовом режиме;

ограничение энергосистемы;

ремонтоспособность идентичных блоков;

накоплен огромный опыт в плане эксплуатации данных блоков;

есть квалифицированный персонал способный решать сложные вопросы.

1.1 Перспективы развития

Березовская ГРЭС - одно из крупнейших энергетических предприятий юга Красноярского края, являющееся также градообразующим предприятием, налоговые отчисления которого в районный бюджет составляют основную статью прибыли района. Располагаемая мощность ГРЭС -1440 МВт (два энергоблока по 720 МВт каждый). Основное оборудование спроектировано для работы на бурых углях разреза «Березовский-1» Канско-Ачинского угольного бассейна. Численность персонала составляет более 3 тыс. человек. Первый энергоблок находится в эксплуатации с 1987, второй-с 1991 г.

С начала эксплуатации в 1987 г. Березовской ГРЭС по состоянию на 01 января 2003 г. выработано 68,4 млрд. кВт-ч электроэнергии.

На сегодняшний день ОАО «Березовская ГРЭС» - это динамично развивающееся предприятие, расположенное в 250 км от Красноярска, по соседству с Березовским угольным разрезом. ГРЭС - основной потребитель Березовского угля связана с разрезом открытым 15-километровым угольным конвейером производительностью около 4500 т/ч, аналогов которому нет в России. Затраты на транспорт топлива минимальны. Это снижает его стоимость и себестоимость электрической энергии и обеспечивает высокую конкурентоспособность Березовской ГРЭС на рынке. Уникальный, не имеющий аналогов котлоагрегат П-67 с Т-образной компоновкой и подвесной системой поверхностей нагрева для Березовской ГРЭС был спроектирован Подольским заводом ЗиО. Котлоагрегат имеет паропроизводительность 2650 т/ч и закритические параметры острого пара. Каркас котла и каркас здания совмещены и все поверхности нагрева подвешены к каркасу. В освоении головного образца котла П-67 приняли участие ВТИ, СибВТИ, СКБ ВТИ, ЦКТИ, ОРГРЭС и другие ведущие институты.

Опыт эксплуатации показал, что не все технические решения, принятые на стадии проектирования, были оправданными, в связи с чем был проведен ряд мероприятий по реконструкции и модернизации, направленных на повышение надежности и экономичности работы котлоагрегата. После первых лет эксплуатации выявились недостаточная надежность работы поверхностей нагрева и значительное шлакование топки при номинальной нагрузке, для устранения которых с 1992 г. совместно с заводом-изготовителем проведены реконструкция топочно-горелочных устройств и модернизация узлов поверхностей нагрева.

В 2002 г. начаты работы с целью улучшения технико-экономических показателей и КПД котлоагрегатов Березовской ГРЭС, в результате чего должны снизиться затраты на топливо и уменьшиться себестоимость электроэнергии.

В 2001 г. на Березовской ГРЭС была осуществлена реконструкция АСУ ТП энергоблока №1. На нем внедрена полномасштабная АСУ ТП, обеспечивающая все функции управления и контроля. Она разработана ЗАО «Интеравтоматика» с использованием программно-технического комплекса ТПТС-51, производимого во ВНИИА по лицензии фирмы Сименс.

Работы по внедрению системы были проведены в рекордные не только для отечественной, но и для мировой энергетики сроки. Реализованный проект показал, что тесное сотрудничество заказчика и производителя, четкое разграничение обязанностей и работ, высокий профессионализм исполнителей приносит вполне реальные положительные результаты.

Внедрение автоматических регуляторов в полном объеме дало возможность оптимизации режима работы блока не только в стабильных, но и в переходных режимах и повысило его маневренность. Благодаря большему объему информации оперативный персонал имеет возможность видеть конкретные отклонения фактических параметров от нормативных, находить их причины и воздействовать на них в кратчайшие сроки.

Высокая надежность программно-технического комплекса, широкие функциональные возможности позволили в короткие сроки ввести в работу в полном объеме автоматические регуляторы (включая сложные). В недалеком будущем планируется автоматический пуск блока.

Разработка и внедрение на энергоблоке №1 уникальной, не имеющей аналогов электрической части системы регулирования турбины (ЭЧСР), также выполненной на базе аппаратуры ТПТС51. позволили осуществить автоматический разворот турбоагрегата при пусках из любого состояния, реализовать алгоритмы разворота в ЭЧСР, усовершенствовать алгоритмы корректора частоты, турбинного регулятора мощности (ТРМ), регулятора разворота и автомата пуска турбины с целью получения оптимальных переходных процессов, осуществить диагностику и самодиагностику ЭЧСР.

Испытания блока, оснащенного новой АСУ ТП и ЭЧСР, показали, что на нем впервые на пылеуго-льном энергоблоке такой мощности выполняются требования приказа №524 РАО «ЕЭС России» о первичном регулировании частоты и мощности. Характеристики системы регулирования, соотвег-ствующие международным стандартам, дают возможность выхода на мировой рынок электроэнергии.

С целью повышения надежности, долговечности и экономичности эксплуатации энергоблоки №1 и 2 Березовской ГРЭС переведены на работу со скользящим давлением острого пара. Результаты проведенных в 2002 г. Сибтехэнерго экспресс-испытаний и заключения УралВТИ о надежном режиме работы поверхностей нагрева показали, что экономичность эксплуатационных режимов на частичных нагрузках (450 - 550 МВт) повысилась на 0,5 - 1%, удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию снизился соответственно на 1,7 - 3,2 г/(кВт ч), повысились надежность и долговечность работы оборудования.

В 2002 г. проведена реконструкция блочной обессоливающей установки (БОУ) энергоблока №1 с использованием высокоэффективных материалов, что позволило качественно улучшить показатели водно-химическою режима работы станции.

С июля 2002 г. введена в промышленную эксплуатацию автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии. Внедрение системы АСКУЭ позволило Березовской ГРЭС предоставлять своевременную, достоверную и соответствующую действующим нормативным документам информацию по отпуску электроэнергии, обеспечить участие в электронных торгах на конкурентном рынке электроэнергии и мощности.

В 2003 г. Березовская ГРЭС провела замену АСУ ТП энергоблока №2, включая ЭЧСР; применили на котлоагрегате №1 высокоэффективные и надежные обдувочные аппараты фирмы «Клайд Бергеман», которые позволили увеличить тепловую нагрузку котла до номинальной; произвели реконструкцию БОУ энергоблока №2; закончили строительство третьей карты золоотвала и выполнили ряд других работ, что позволило Березовской ГРЭС стать одной из самых совершенных федеральных электростанций РАО «ЕЭС России».

Финансовые показатели Березовской ГРЭС позволяют говорить о значительном запасе прочности, обусловленном высоким уровнем собственного капитала. Коэффициент автономии составляет 0,648 при рекомендуемом 0,6, что говорит о широких возможностях привлечения дополнительных заемных средств без риска потери финансовой устойчивости. Рейтинг предприятия относится к группе, характеризующей устойчивое финансовое состояние с высокой платежеспособностью.

Нормальному развитию энергетики должно способствовать внедрение современных высоких технологий. На Березовской ГРЭС сделано многое: накоплен огромный опыт; есть квалифицированный персонал, способный решать сложные вопросы; разработана целевая программа мероприятий по модернизации и реконструкции оборудования. Эти разработки стали предметом обсуждения на конференции, в которой приняли участие представители проектных организаций и заводов-изготовителей, связанных со станцией на протяжении всего ее существования. Сегодняшний день открывает большие возможности для повышения эффективности производства и расширение производственных мощностей Березовской ГРЭС для ее дальнейшей успешной работы. А это - стратегически важные моменты в развитии станции, а также всей энергетики региона.

Следующая уникальность Березовской ГРЭС в том, что на месте ее расположения планировалось разместить целый каскад тепловых электростанций, с начало десять, затем шесть, чуть позже четыре, потом две.

А каскад все таки будет. Потому что ничего другого в России уже нет. Запасы нефти истощаются, газ тоже не бесконечен. А здесь огромные запасы экологически чистых углей, которых хватит и нашим потомкам. Потому в место того, чтобы где-то строить с нуля новый энергетический узел, разумнее будет увеличить мощность КАТЭКа. Так что каскад электростанций будет. Когда? Вопрос времени.

2. Основная часть

2.1 Выбор основного оборудования

тепловой водоснабжение корпус

Проектируемая КЭС будет работать в энергосистеме, в базовом режиме. Исходя из этого и на основании заданных величин электрической и тепловой нагрузок наиболее целесообразным, будет вариант установки блока с турбиной К-800-240-5 и парогенератором П-67М (модернизированный).

Описание турбины К-800-240-5

Начальные параметры пара: Р₀ = 23,54 МПа, t₀ = 540 єС, промперегрев пара производится при Р_пп = 3,41 МПа до t_пп = 540 єС. Расчетная величина конечного давления Р_к = 0,00343 МПа при t_1в = 12 єС. Частота вращения турбины n = 50 Гц. Турбина состоит из пяти цилиндров: ЦВД, выполненный по петлевой схеме; ЦСД двухпоточный; и трех двухпоточных ЦНД. Парораспределение сопловое. Свежий пар подается к четырем параллельно включенным стопорным клапанам, расположенным по два с каждой стороны. К коробкам стопорного клапана приварены по две коробки регулирующих клапанов. От регулирующих клапанов по восьми трубам пар направляется к четырем паровпускным патрубкам, приваренным к наружному корпусу ЦВД и имеющим подвижное соединение с сопловыми камерами, вваренными во внутренний корпус ЦВД.

Роторы высокого и среднего давления турбины полностью цельнокованые; роторы ЦНД - с насадными дисками. Все соединительные муфты между роторами выполнены жесткими. Упорный подшипник располагается между ЦВД ЦСД. Система корпусов турбины имеет три мертвые точки: для ЦВД, ЦСД и первого ЦНД она находится на их передних фундаментных рамах. В турбине применены сегментные опорные подшипники.

Основные технические характеристики турбины представлены в таблице 2.1

Таблица 2.1 - Основные технические характеристики турбины

Наименование	Величина
Номинальная мощность, МВт	800
Температура свежего пара перед стопорными клапанами,°С	540
Абсолютное давление свежего пара перед стопорными клапанами, МПа	23,54
Давление пара на выходе из ЦВД при номинальной мощности, МПа	3,77
Максимальное давление на выхлопе из ЦВД, МПа	3,85
Температура пара на выхлопе из ЦВД при номинальной мощности,°С	289
Абсолютное давление пара перед стопорными клапанами ЦСД, МПа	3,41
Максимальное давление пара перед стопорными клапанами ЦСД, МПа	3,66
Температура пара перед стопорными клапанами ЦСД,°С	540
Расчетное абсолютное давление в конденсаторе турбины, МПа при температуре охлаждающей воды на входе в конденсатор 12°С	0,00343
Количество нерегулируемых отборов, шт.	8
Парораспределение	Сопловое
Количество блоков распределения, шт.	2
Число регулирующих клапанов ЦВД, шт.	2*2
Число регулирующих клапанов ЦСД, шт.	4
Число цилиндров, шт.	5
Число ступеней ЦВД внутренний корпус, шт.	6
Число ступеней ЦВД наружный корпус, шт.	6
Число ступеней ЦСД внутреннего корпуса, шт.	3*2
Число ступеней ЦСД наружного корпуса, шт.	6*2
Число ступеней ЦНД, шт.	5*6
Число конденсаторов, шт.	2
Число выхлопов в конденсаторы, шт.	6
Длина лопатки последней ступени, мм	960
Критическое число оборотов, об/мин:
Ротор генератора (РГ)	715
Ротор среднего давления (РСД)	1670
Ротор низкого давления (РНД-2)	1723
РНД-3	1790
Ротор высокого давления (РВД)	1900
РНД-1	1915
РГ	2130
РНД-1	3716
РНД-2	3716
Максимальное давление пара в камере регулирующей ступени, Мпа	18
Максимальный перепад на ЦНД, МПа	0,315

Параметры отборов пара на регенерацию представлены в таблице 2.2

Таблица 2.2 - Параметры отборов пара на регенерацию

№ отбора	Параметры пара в камере отбора	Потребитель
	Абсолютное давление, МПа	Температура,°С
1	6,06	349	ПВД-1
2	3,77	289	ПВД-2
3	1,63	440	ПВД-3
			ПТН
4	1,069	386	Деаэратор
5	6	310	ПНД-4
6	0,28	231	ПНД-5
7	0,113	148	ПНД-6
8	0,021	60	ПНД-7

С каждой турбиной устанавливается бойлерная группа тепловой производительностью 140 Гкал/ч для подогрева сетевой волы без снижения электрической мощности ниже номинальной величины.

Описание котла Пп-2650-255

Котел Пп-2650-255 (П-67М) имеет Т-образную компоновку, однокорпусный. Стены выполнены из цельносварных газо-плотных панелей. Каркасы котла и здания совмещены, а все поверхности нагрева, кроме трубчатого воздухоподогревателя (ТВП), подвешены к каркасу.

Была принята однокамерная призматическая топка высотой от середины холодной воронки до ширм 67 м, а до потолочных экранов - 83,5 м. Живое сечение квадратной топки 23,08Ч23,08 м, отметка верха каркаса 118 м. Тепловые напряжения в топке приняты не высокими: q_v = 58,3 кВт/м³, поперечного сечения топки q_F = 3,86 МВт/м². Размол угля осуществляется в МВ единичной производительности 70 т/ч по березовскому углю, количество мельниц восемь, одна из них резервная. Топка имеет 32 тангенциальные горелки прямоточного вдувания, установленных в четыре яруса по высоте. Подсушка топлива осуществляется газами с температурой 680 єС.

От питательных насосов среда разделяется на два потока. Для увеличения массовых скоростей среды в нижней радиационной части (НРЧ) экранные поверхности разделены на два последовательных хода. В первый ход (НРЧ-1) идет 45,3% расхода жидкости, остальные 54,7% идут через байпас. Через НРЧ-2 идут все 100% расхода среды. Таким образом, как в первом, так и во втором ходе НРЧ 2 массовые скорости одинаковы и составляют 1650 кг/(м²·с). Для того, чтобы при низких нагрузках имелась возможность дополнительного увеличения массовых скоростей в НРЧ, используется линия естественной циркуляции среды.

Вторичный пар из ЦВД проходит вторичные перегреватели - конвективный и ширмовый направляется в ЦСД.

Экономайзер котла изготовлен из углеродистых труб. Ширмы третьей ступени, выходной участок конвективного перегревателя высокого давления и ширмы промперегревателя выполнены из аустенитной стали 12Х18Н12Т, остальные поверхности - из перлитной стали 12Х1МФ.

Основные технические характеристики котла приведены в таблице 2.3

Таблица 2.3 - Основные технические характеристики котла

Наименование	Величина
Паропроизводительность по первичному пару, т/ч	2650
Давление воды на входе в водяной экономайзер (В.Э), МПа	31,5
Температура воды на входе в В.Э.,°С	274
Давление пара на выходе из пароперегревателя тракта СКД, МПа	26
Давление пара в собирающем коллекторе в районе пускового впрыска №1 тракта СКД, МПа	25,5
Расход пара промежуточного перегрева, т/ч	2186
Давление на входе в промперегреватель, МПа	3,8
Температура пара на входе в промперегреватель,°С	286
Давление пара на выходе из промперегревателя, МПа	3,75
Температура перегретого пара на выходе из промперегревателя,°С	545
Температура уходящих газов за ТВП,°С	166
Температура горячего воздуха за ТВП,°С	322
Коэффициент избытка воздуха в топке	1,2
Емкость пароводяного тракта до встроенной задвижки (ВЗ), м3	400
Емкость пароводяного тракта после ВЗ, м3	220
Емкость тракта промперегрева, м3	700
Топливо - Березовские бурые угли с теплотворной способностью, кДж/к	15707
Растопочное топливо - мазут с теплотворной способностью, кДж/кг	40743
Поверхности нагрева
Нижняя радиационная часть (НРЧ 1), м2	1380
НРЧ 2, м2	3280
Верхняя радиационная часть (ВРЧ), м2	1794
Фестоны боковых стен топки, м2	1880
Потолочная радиационная часть, м2	1245
Ширмовый пароперегреватель 1 ст., м2	3150
Ширмовый пароперегреватель 2 ст., м2	4160
Ширмовый пароперегреватель 3 ст., м2	3850
Конвективный первичный пароперегреватель, м2	7040
Подвесные трубы КПП, м2	1730
Ширмовый вторичный пароперегреватель, м2	5630
Конвективный вторичный пароперегреватель, м2	19250
Экраны горизонтального газохода, м2	438
Водяной экономайзер, м2	20000
Трубчатый воздухоподогреватель, м2	152100
Экраны конвективной шахты:
- в районе поворотной камеры, м2	896
- в районе конвективного пароперегревателя (КПП), м2	608
- в районе конвективного воздухоподогревателя (КВП), м2	1792
- в районе водяного экономайзераВЭ, м2	832
- перегородка, м2	694,9
Подвесные трубы змеевиков:
- в районе поворотной камеры, м2	2070,4
- в районе КПП, м2	684
- в районе КВП, м2	2310,6

2.2 Разработка принципиальной тепловой схемы

Тепловая схема представлена на рисунке 2.1 и на первом листе графической части проекта. Выполнена в виде моноблока турбины К-800-240-5 и котлоагрегата П-67 М.

Турбина К-800-240-5 /6/ мощностью 800 МВт, давление острого пара - 23,54 МПа, рассчитана на сверхкритические параметры пара с одноступенчатым промежуточным перегревом. Турбина имеет пять цилиндров: ЦВД выполнен «петлевым», ЦСД и ЦНД выполнены двухпоточными. Свежий пар с параметрами 23,54 МПа и температурой 540°С через группу стопорных и регулирующих клапанов поступает в двухкорпусный ЦВД, после чего направляется в промежуточный перегреватель парового котла при давлении 3,77 МПа и температуре 289°С. После промежуточного перегрева пар с давлением 3,24 МПа и темпере 540°С подводится через стопорные и регулирующие клапаны в середину двухпоточного ЦСД, из ЦСД отводится в три двухпоточных цилиндра низкого давления, Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет 0,0034 МПа.

Турбина восемь регулирующих отборов пара: два из ЦВД, четыре из ЦСД и два из ЦНД.

Конденсационная группа состоит из двух продольно расположенных в фундаменте однородных конденсаторов типа 800 КЦС-5. Для отсоса паро-воздушной смеси у установлены три водоструйных эжектора тина ЭВ-7-1000, обеспечивающих протекание нормального теплообмена в конденсаторах.

Конденсационная установка имеет три конденсационных насоса типа КСВ-1000-95 предназначенных для откачки конденсата из конденсатора и подачи его на БОУ.

Охлаждающая вода в конденсаторы подается двумя циркуляционными насосами типа ОВ-2-185.

Регенеративная схема предназначена для подогрева питательной воды паром до температуры 271°С, отбираемым из промежуточных ступеней турбины. В состав регенеративной установки входит следующие оборудование: ПВД, деаэратор, ПНД, охладитель пара из уплотнений, конденсатные насосы.

Питательная установка имеет конденсационный турбопривод, питаемый паром из третьего отбора. Конденсат турбопривода конденсатным насосом направляется в основной конденсатор.

Особенностью тепловой схемы энергоблока с турбиной к-800-240 пятой модификации является применение смешивающих подогревателей низкого давления, в которых вместо конденсатных насосов используется сила гравитации. Для этого подогреватели устанавливают на разных высотах так, чтобы разность давлений уравновешивалась массой столба воды в водоперепускной трубе между смежными аппаратами.

Система регенерации высокого давления предназначена для подогрева питательной воды, подаваемыми насосами из деаэратора в котлоагрегат.

Деаэрационная установка блока 800МВт состоит из деаэрационной колонки и аккумуляторного бака, и предназначена для удаления из питательной воды коррозионно-агресивных газов, для подогрева питательной воды и для создания рабочего резерва воды в баке аккумуляторе.

В схеме предусмотрена установка по подогреву сетевой воды. Для подогрева сетевой воды используется пар из пятого и шестого отборов турбины с параметрами Р₅=0,578 МПа и i₅=3081кДж/кг, Р₆=0,28 МПа и i₆=2928 кДж/кг.

Чтобы выдержать тепловой график сети температура выхода воды из верхнего сетевого подогревателя 150°С. Температура за нижней ступенью сетевой установки равна 125°С. Температура обратной сетевой воды 70°С. Конденсат греющего пара из пятого шестого отборов сливается в деаэратор.

Температура химически очищенной воды 30°С.

Подогрев в сальниковом подогревателе 5°С.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2.1 - Принципиальная тепловая схема (ПТС) блока 800 МВт

2.3 Расчет принципиальной тепловой схемы

Процесс расширения пара в турбине

Процесс расширения пара в турбине представлен на рисунке 2.2.

Исходными данными для построения служат начальные параметры пара по данным таблицы 2.1 и 2.2.

Процесс расширения пара в турбине строится с учетом потерь пара в регулирующих органах и перепускных трубах.

Процесс О-О¹, 6-6¹ - потери давления соответственно в клапанах острого пара ЦВД и перепускных трубах ЦНД, МПа:

, (2.1)

, (2.2)

где Р₀=23,54 - давление острого пара перед стопорными клапанами ЦВД, Мпа;

Р₆=0,28 - давление перед стопорными клапанами ЦСД, Мпа.

,

.

Точки 1и 2 характеризует параметры пара в первом и втором отборах, также точка 2 - характеризует параметры пара, идущего на промперегрев. Точки 3,4,5,6,7,8 - параметры пара в регенеративных отборах. Точка К характеризует параметры пара в конденсаторе.

Рисунок 2.2 - Процесс расширения пара в турбине К-800-240-5

Рисунок 2.3 - Процесс расширения пара в турбине питательного насоса

Определение параметров пара по элементам схемы

Давление и температура пара в отборах турбины известна из выбора основного оборудования. Определение параметров пара покажем на примере расчета ПВД-2.

Энтальпию пара в третем отборе определяем по термодинамическим таблицам кДж/кг, /3/.

Давление пара в подогревателе рассчитываем с учетом потерь в паропроводах на пути от отбора турбины до подогревателя, принимаем потерю давления 5%, МПа:

, (2.3)

где - давление в третьем отборе, МПа;

.

Температура конденсата греющего пара определяется по давлению в подогревателе на линии насыщения /3/, °С

Энтальпия конденсата греющего пара определяется по давлению в подогревателе и температуре конденсата греющего пара /3/, кДж/кг.

Температура воды на выходе из подогревателя,°С:

, (2.4)

где - недогрев воды в подогревателе /4/,°С;

.

Энтальпия питательной на выходе из подогревателя определяем по давлению и температуре кДж/кг, /3/.

Использованный теплоперепад, кДЖ/кг:

, (2.5)

где - энтальпия острого пара по рисунку 2.2, кДж/кг;

- энтальпия пара в отборе, кДж/кг;

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

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

,

Для подогрева сетевой воды используется пятый и шестой отборы с давлением на верхний сетевой - 0,758 Мпа, на нижний - 0,28. Схема отпуска тепла представлена на рисунке 2.4. Схема состоит из двух подогревателей поверхностного типа. Подогрев воды в верхнем подогревателе до 150°С. Исходя из этого выбираем график тепловой сети 150/70, температура обратной сетевой воды t_ос=70°С, температура прямой сетевой - t_пс=150°С.

Количество теплоты отпускаемой блочной бойлерной установкой Q_от=140 ГКал/ч.

Расход сетевой воды определяется из режима максимальной тепловой нагрузки, кг/с:

, (2.6)

где -максимальная отопительная нагрузка, МВт;

С_в= 4,19 - теплоемкость воды /6/, кДж/кг;

. (2.7)

Рисунок 2.4 - Схема подключения блочной бойлерной установки

Определение расхода пара на верхний сетевой подогреватель

Рисунок 2.5. Схема включения верхнего сетевого подогревателя (ВСП)

Составляем уравнение теплового баланса подогревателя:

, (2.8)

где - расход пара на подогреватель, кг/с;

- энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- энтольпия конденсата греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- КПД теплообменного аппарата /5/;

- энтальпия воды на входе в верхний сетевой подогреватель, кДж/кг;

- энтальпия прямой сетевой воды по графику тепловой

сети, кДж/кг

Из уравнения теплового баланса определяем расход пара на подогреватель, кг/с:

, (2.9)

.

Определение расхода пара на нижний сетевой подогреватель

Рисунок 2.6 - Схема включения нижнего сетевого подогревателя (НСП) и охладитель конденсата бойлеров (ОКБ)

Составляем тепловой баланс подогревателя:

, (2.10)

где - расход пара на подогреватель, кг/с;

- энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- энтольпия конденсата греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- КПД теплообменного аппарата /5/;

- энтальпия сетевой воды на входе в подогреватель, кДж/кгю

Подставляем численные значения в уравнение (2.10):

,

. (2.11)

Составим тепловой баланс для охладителя конденсата бойлеров:

, (2.12)

где - энтальпия обратной сетевой воды по графику тепловой сети, кДж/кг;

- КПД теплообменного аппарата /5/;

- энтальпия конденсата на выходе

из охладителя конденсата бойлеров /6/, кДж/кг.

Подставляем численные значения в уравнение (2.12):

,

. (2.13)

Составляем систему из уравнений (2.11) и (2.13):

,

, (2.14)

Решая систему уравнений (2.14) определяем энтальпию сетевой воды на входе в нижний сетевой подогреватель, кДж/кг:

,

Определяем расход пара на НСП подставляя (2.15) в (2.14), кг/с:

Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности «верхнго» отопительного отбора:

, (2.16)

где - действительный теплоперепад срабатываемый в проточной части.

турбины (таблица 2.3), кДж/кг;

- энтальпия пара пятого отопительного отбора (рисунок 2.2), кДж/кг;

- энтальпия пара на входе в конденсатор (рисунок 2.2), кДж/кг.

Коэффициент недоиспользования мощности «нижнего» отопительного отбора:

. (2.17)

где - энтальпия пара шестого отопительного отбора (рисунок 2.2), кДж/кг.

Коэфициент недоиспользования мощности на турбину питательного турбонасоса (ПТН):

. (2.18)

где - энтальпия пара третьего отбора идущего на привод ТПН (рисунок 2.2), кДж/кг.

Определение предварительного расхода пара на турбину, кг/с:

, (2.19)

где - коэффициент регенерации (задается с последующим

уточнением);

- номинальная электрическая мощность турбоагрегата,

МВт;

- Электромеханический КПД турбины /5/;

- расход пара на турбопривод питательного насоса /2/, кг/с;

Баланс пара и конденсата

Определив расход пара на турбину определяем следующие велечины:

Расход пара котельной нетто, кг/с:

, (2.20)

где -доля отра на собственные нужды машинного зала /5/;

.

Расход пара котельной брутто, кг/с:

, (2.21)

где -доля от на собственные нужды парогенератора /5/:

.

Расход питательной воды, кг/с:

(2.22)

Количество добавочной воды, кг/с:

, (2.23)

Утечки рабочего тела в пароводяном цикле, кг/с:

, (2.23)

где -доля от , величина внутристанционных потерь пара и конденсата на КЭС /5/:

.

Расход пара на собственные нужды парогенератора, кг/с:

. (2.24)

Расчет регенеративной схемы

Расчет подогревателей высокого давления

Расчетная схема подогревателей высокого давления представлена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 - Схема включения подогревателей высокого давления (ПВД)

Греющим паром для ПВД-1 служит пар первого отбора. Уравнение теплового баланса:

, (2.25)

где - энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия конденсата греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- расход питательной воды, кг/с;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-1 /таблица 2.3/, кДж/кг;

-энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-2 /таблица 2.3/, кДж/кг;

-КПД теплообменника /4/.

Из уравнения (2.25) находим расход пара на ПВД-1, кг/с:

. (2.26)

Греющим паром для ПВД-2 служит пар второго отбора. Уравнение теплового баланса:

, (2.27)

где - энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия конденсата греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- энтальпия питательной воды на выходе из ПВД-3 (таблица 2.3), кДж/кг;

Из уравнения (2.27) находим расход пара на ПВД-2, кг/с:

. (2.28)

Греющим паром для ПВД-3 служит пар третьего отбора. Уравнение теплового баланса:

, (2.29)

где - энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия конденсата греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- энтальпия питательной воды за питательным насосом, кДж/кг;

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

, (2.30)

где -средний удельный объём воды в интервале давлений Р_ПН до Р_д /3/, м³/кг;

- давление в деаэраторе (таблица 2.3), МПа;

- давление питательной воды за. насосом, МПа; - КПД питательного насоса /6/;

.

Энтальпия питательной воды перед ПВД-3, кДж/кг:

, (2.31)

где -энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора (таблица 2.3), кДж/кг.

Из уравнения (2.29) находим расход пара на ПВД-3, кг/с:

.

Расчет деаэратора

Расчетная схема деаэратора представлена на рисунке 2.8.

Рисунок 2.8 - Схема включения деаэратора

Греющим паром для деаэратора служит пар четвертого отбора. Уравнение теплового и материального баланса:

(2.32)

где - расход греющего пара в деаэратор, кг/с;

- расход основного конденсата после группы подогревателей низкого давления, кг/с;

- энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- энтальпия конденсата на входе деаэратор, кДж/кг;

-энтальпия конденсата на выходе из охладителя конденсата бойлеров /4/, кДж/кг.

Подставляем известные значения в систему (2.32) и решаем её:

, (2.33)

,

.

Расчет подогревателей низкого давления

Расчетная схема подогревателей низкого давления представлена на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Схема включения подогревателей низкого давления (ПНД)

Греющим паром для ПНД-5 служит пар пятого отбора. Уравнение теплового баланса:

, (2.34)

где - энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия конденсата греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- расход основного конденсата после ПНД-5, кг/с;

- энтальпия конденсата за ПНД-5, (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия воды на выходе из ПНД-6, (таблица 2.3), кДж/кг;

-КПД теплообменника /4/.

Из уравнения (2.34) находим расход пара на ПНД-5, кг/с:

. (2.35)

Греющим паром для ПНД-6 служит пар шестого отбора. Уравнение теплового баланса:

, (2.36)

где - энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия конденсата греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия конденсата на выходе из ПНД-7, (таблица 2.3), кДж/кг;

Из уравнения (2.34) находим расход пара на ПНД-5, кг/с:

. (2.37)

Греющим паром для ПНД-7 служит пар седьмого отбора. Уравнение теплового и материального баланса:

, (2.38)

где - энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

-энтальпия конденсата на выходе из ПНД-8, (таблица 2.3), кДж/кг;

- расход греющего пара на ПНД-7, кг/с;

- расход основного конденсата после ПНД-8, кг/с;

Подставляем известные значения в систему (2.38) и решаем её:

, (2.39)

,

.

Греющим паром для ПНД-8 служит пар восьмого отбора. Уравнение теплового и материального баланса:

, (2.40)

где - энтальпия греющего пара (таблица 2.3), кДж/кг;

- энтальпия конденсата на выходе из конденсатора (таблица 2.3), кДж/кг;

Принимаем подогрев конденсата в сальниковом подогревателе (ПС) равным 5°С;

-энтальпия воды на выходе из ПС, кДж/кг; - расход греющего пара на ПНД-8, кг/с;

- расход основного конденсата на входе в ПНД-8, кг/с;

Подставляем известные значения в систему (2.40) и решаем её:

, (2.41)

.

Расчет материального баланса

Определение расхода пара в конденсатор, кг/с:

(2.42)

Определение расхода конденсата греющего поступающего пара в конденсатор, кг/с:

, (2.43)

Составление материального баланса в конденсаторе, кг/с:

. (2.44)

Материальный баланс в конденсаторе сошелся абсолютно точно.

Внутренняя мощность турбины, кВт:

, (2.45)

Электрическая мощность турбины, МВт:

, (2.46)

где - электромеханический КПД /5/.

.

Небаланс мощности составит:

. (2.47)

Данное значение удовлетворяет условие , значит дельнейшее уточнение коэффициента регенерации не требуется /6/.

2.4 Укрупненный расчет котельного агрегата

Исходные данные

Паровой котел Пп-2650-255 прямоточный, вертикально-водотрубный, с принудительной циркуляцией, предназначен для получения пара высокого давления при сжигании Березовского бурого угля марки Б2 с твердым шлакоудалением. Характеристики котла приведены в таблице 2.5 /7/

Таблица 2.5 - Характеристика топлива

WР, %	АР, %	SP, %	CP, %	HP, %	NP, %	OP, %	VГ, %	, кДж/кг	Темп. Пл. золы
34,8	3,7	0,20	44,80	3,10	0,40	13,00	46,4	15707	1145	1245	1250

Расчет объемы воздуха и продуктов сгорания. Нахождение энтальпий продуктов сгорания по газоходам

Объем воздуха, Нм³/кг:

, (2.48)

Объем азота, Нм³/кг:

, (2.49)

Объем водяных паров, Нм³/кг:

, (2.50)

Объем трехатомных газов, Нм³/кг:

, (2.51)

Действительные объемы продуктов сгорания по газоходам при .

Объем водяных паров, Нм³/кг:

, (2.52)

Объем сухих газов, Нм³/кг:

, (2.53)

Объемная доля трех атомных газов:

, (2.54)

Объемная доля водяных паров:

, (2.55)

Суммарная объемная доля:

, (2.56)

Масса дымовых газов, кг/м₃:

, (2.57)

Концентрация золовых частиц:

(2.58)

где - доля золы топлива, уносимой дымовыми газами /7/.

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.6

Таблица 2.6 - Объемы газов, объемные доли трехатомных газов, концентрация золы

Величины	Обозначение	Газоходы
		Топка	ШПП-1, ШПП-2, ШПП-3, ШВП	КПП	КВП	ВЭ	ТВП
Коэффициент избытка воздуха		1,208	1,219	1,227	1,236	1,252	1,379
Средний коэффициент избытка воздуха		1,208	1,219	1,227	1,236	1,252	1,379
Объем водяных паров, м3/кг		1,37	1,51	1,163	1,16	1,156	0,867
Полный объем газов, м3/кг		9,71	10,74	8,31	8,35	8,38	6,78
Объемная доля трехатомных газов		0,138	0,137	0,136	0,135	0,134	0,123
Объемная доля водяных паров		0,142	0,141	0,140	0,139	0,138	0,128
Суммарная объемная доля газа		0,28	0,278	0,276	0,274	0,272	0,251
Масса дымовых газов, кг/м3		7,87	7,95	7,98	8,0033	8,12	8,85
Концентрация золовых частиц, кг/кг		0,0033	0,003	0,003	0,0029	0,0029	0,0027

Энтальпия газов при коэффициенте избытка воздуха и температуре газов ,°С, кДж/кг:

, (2.59)

Энтальпия воздуха при температуре t,°С, кДж/кг:

, (2.60)

Энтальпия золы при температуре t,°С, кДж/кг:

, (2.61)

Так как отношение , то .

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.7

Таблица 2.7 - Энтальпия продуктов сгорания (- таблица)

	, кДж/кг	, кДж/кг	, кДж/кг
100	869,6	720,2	1261,1	1313,0	1022,5	1027,9	1039,6	939,9
200	1753,9	1462,1	1334,8	2664,6	2074,7	2086,4	2109,8	1906,8
300	2652,9	2228,3	3894,3	4054,3	3156,6	3174,2	3209,3	2899,1
400	3568,6	3015,1	5264,7	5480,8	4267,0	4290,8	4338,2	3917,36
500	4501,0	3822,3	6669,5	6942,9	5405,0	5435,1	5532,7	4960,3
600	5450,6	4649,2	8106,0	8439,7	6570,2	6606,7
700	6417,4	5495,4	9578,2	9970,1	7761,4	7804,6
800	7401,8	6359,6	11078,2	11532,3	8976,9
900	8420,9	7240,6	12608,7	13124,6	10216,3
1000	9420,3	8137,9	14166,3	14745,4	11476,6
1100	10452,8	9049,8	15749,0	16392,5	12760,7
1200	11499,2	9975,9	17355,5	18064,4
1300	12558,5	10914,7	18983,9	19758,9
1400	13628,2	11864,7	20631,4	21473,9
1500	14707,3	12827,7	22296,6	23206,4
1600	15792,5	13794,5	23976,0
1700	16882	14771,3	25668,0
1800	17972,7	15754,4	27369,6
1900	19061,7	16742,1	29077,9
2000	20145,3	17733,2	30789,9

Тепловой баланс, коэффициент полезного действия и расход топлива на котельный агрегат

Составление теплового баланса котельного агрегата заключается в установлении равенства между поступающим в котельный агрегат количества тепла, называемым располагаемым теплотой , и суммой полезно использованного тепла и тепловых потерь , , , , , . На основании теплового баланса вычисляются КПД и необходимый расход топлива.

Располагаемая теплота сжигаемого топлива, кДж/кг:

, (2.62)

Общее уравнение теплового баланса имеет вид:

, (2.63)

или

, (2.64)

КПД котельного агрегата рассчитывается по формуле:

, (2.65)

Потеря тепла с уходящими газами, %:

, (2.66)

где q₄ = 0,370 - потеря от механической неполноты сгорания /8/, %;

=1,379 - коэффициент избытка воздуха за последней ступенью нагрева;

I_уг = 1575,1 - энтальпия уходящих газов при t_уг=166 C, кДж/кг;

I_хв = 352,5 - энтальпия холодного воздуха при t_хв=30 C, кДж/кг.

Потеря тепла в окружающую среду от наружного охлаждения q₅ принимается по /8/, %:

. (2.67)

Коэффициент сохранения тепла:

. (2.68)

Потеря с физическим теплом шлака q₆, %:

, (2.69)

Сумма потерь тепла в котлоагрегате, %:

, (2.70)

Коэффициент полезного действия котельного агрегата брутто, %:

, (2.71)

Полезно использованное тепло в котельном агрегате, кВт:

, (2.72)

где D_п = 731,23 - расход перегретого пара, кг/с;

=589,16 - расход вторичного пара, кг/с;

i_п=3322 - энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

t_пв=1190,5 - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

=3544 - энтальпия вторичного пара на выходе из промперегревателя, кДж/кг;

=2932 - энтальпия вторичного пара на входе в промперегреватель, кДж/кг.

Полный расход топлива на котельный агрегат, кг/с:

, (2.73)

Расчетный расход топлива, кг/с:

. (2.74)

2.5 Расчет и сравнение технико-экономических показателей первой очереди и проектируемой третьей очереди БГРЭС

Показатели турбоустановки

Рассмотрим основные показатели для турбоустановки с промперегревом и закритическими параметрами свежего пара. При расчете показателей энергоблока распределение расхода топлива на выработку электроэнергии и теплоэнергии выполнено по «физическому» методу.

Секундный расход пара на турбинную установку, уплотнения и эжектора, кг/с;

, (2.74)

где - расход пара на уплотнения при /1/, кг/с;

- расход пара на эжектора при

/1/, кг/с;

.

Расход теплоты на турбоустановку, МВт:

, (2.75)

где -энтальпия химически очищенной воды при C, кДж/кг. Расход теплоты на сетевые подогреватели, МВт

, (2.76)

Тепловая нагрузка сетевых подогревателей (по нагреваемой среде) определяется по формуле, МВт:

, (2.77)

Эта величина должна быть равной значению, заданному в исходных данных. В случае отклонения более 0,1 МВт, необходимо выполнить итеративный пересчет давления в камерах теплофикационных отборов, с уточнением начальных оценок удельной теплоты, отдаваемой греющим паром в ПСВ и их недогрева /2/. Рекомендуется определить контрольное значение КПД сетевых подогревателей:

, (2.78)

Полный КПД турбоустановки с генератором (по совместному производству электроэнергии, теплоты передаваемой сетевой воде и мощности приводной турбины):

, (7.79)

где -внутренняя мощность приводной турбины, получающей пар из отбора главной турбины (таблица 2.16), МВт;

,

Удельные показатели принято определять на 1 кВт*ч вырабатываемой и отпускаемой электроэнергии. Так как в расчете тепловой схемы переменные используются в единицах СИ, то в части формул для удельных показателей добавлены соответствующие коэффициенты для перехода к часовым показателям и к теплоте в гигакалориях.

Расход теплоты турбоустановкой на производство электроэнергии, МВт:

, (2.80)

КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:

. (2.81)

Удельный расход теплоты турбоустановкой на производство электроэнергии, кДж/кВтч:

. (2.82)

Удельный расход пара турбоустановкой, кг/кВтч:

. (2.83)

Показатели энергоблока

Для расчета показателей энергоблока располагать оценкой потерь теплоты от паропроводов свежего пара, промперегрева и линии подачи питательной воды от ПВД к котлу.

Тепловая нагрузка котла брутто, МВт:

, (2.84)

где -расход пара парогенератора брутто, кг/ч.

Тогда КПД транспорта теплоты составит:

, (2.85)

Необходимая теплота топлива, МВт:

, (2.86)

где - КПД котельного агрегата брутто.

В качестве принимаем удельную теплоту сгорания условного топлива, равную 29310 кДж/кг, то значения и будут соо...