Проект строительства ТЭС

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Экономическая часть

1.1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной станции

1.1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

1.1.2 Расчёт затрат на топливо

1.1.3 Расходы на оплату труда

1.1.4 Амортизационные отчисления

1.1.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

1.2 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

1.3 Расчёт срока окупаемости станции

2. Расчётная часть

2.1 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету

2.2 Построение процесса расширения на i-s диаграмме

2.3 Определение параметров по элементам схемы

2.4 Расчёт сетевой подогревательной установки

2.5 Определение предварительного расхода пара на турбину

2.6 Расчёт регенеративной схемы

2.6.1 Расчёт подогревателей высокого давления (ПВД)

2.6.2 Расчёт деаэратора

2.6.3 Расчёт подогревателей низкого давления (ПНД)

2.7 Расчёт технико-экономических показателей электрической станции

2.8 Выбор вспомогательного оборудования

2.8.1 Выбор сетевого подогревателя

2.8.2 Выбор регенеративных подогревателей

2.8.3 Выбор деаэратора

2.8.4 Выбор питательных насосов

2.8.5 Выбор конденсатных насосов

2.8.6 Выбор циркуляционных насосов

2.8.7 Выбор сетевых насосов

3. Общая часть

3.1 Топливное хозяйство

3.1.1 Расход топлива на парогенератор

3.1.2 Приемное разгрузочное устройство

3.1.3 Дробилки

3.1.4 Тип и расчёт топливного склада

3.1.5 Ленточные конвейеры

3.1.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления

3.2 Водоснабжение

3.3 Требования к компоновке зданий и сооружений на площадке электростанции

3.4 Гидрозолошлакоудаление

3.5 Компоновка главного корпуса

3.6 Разработка генерального плана

4. Индивидуальное задание

Охрана окружающей среды

4.1 Выбор золоулавливающих устройств

4.2 Шлакозолоудаление

4.3 Охрана почв и растительности

4.4 Рекультивация земель

4.5 Водопотребление

4.6 Защита водоемов от загрязнения сточными водами

4.7 Мероприятия по очистке дымовых газов

4.8 Расчет высоты дымовой трубы. Расчет рассеивания вредных выбросов ГРЭС

4.9 Меры по ограничению эмиссии серы в атмосферу и снижение оксида серы в дымовых газах

4.10 Методы очистки дымовых газов

4.10.1 Очистка дымовых газов от оксидов серы и азота с использованием ускорителей электронов

4.10.2 Мокрый известняковый (известковый) способ

4.10.3 Мокро-сухой способ

4.10.4 Магнезитовый циклический способ

4.10.5 Аммиачно-циклический способ

4.10.6 Озонный способ

4.10.7 Сухой известняковый (аддитивный) способ

4.11 Технологические способы подавления оксидов серы

4.12 Разработка и анализ мероприятий по совершенствованию сжигания топлива с целью снижения выбросов

5. Безопасность проектируемого объекта

5.1 Характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности и безвредных условий труда

5.2 Объёмно - планировочное решение проектируемого объекта

5.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей, меры обеспечения безопасности

5.3.1 Производственное оборудование

5.3.2 Опасность поражения электрическим током

5.3.3 Шум и вибрация

5.3.4 Тепловое излучение

5.3.5 Электромагнитные поля, статистическое электричество. Ионизирующие излучения

5.4 Производственная санитария

5.4.1 Общеобменная вентиляция

5.4.2 Микроклимат

5.4.3 Освещение

5.4.4 Характеристика токсичных веществ

5.5 Предотвращение аварийных ситуаций

5.5.1 Обеспечение безопасной работы систем, находящихся под давлением

5.5.2 Техническое освидетельствование сосудов (ПБ 10-576-03)

5.5.3 Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды (ПБ 10-573-03)

5.5.4 Безопасность эксплуатации грузоподъемных машин и механизмов

5.5.5 Мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации

5.5.6 Производство работ

5.6 Обеспечение взрывопожарной безопасности производства в турбинном цехе

5.7 Обеспечение устойчивости работы объекта в чрезвычайных ситуациях

5.8 Индивидуальное задание

5.8.1 Расчёт зануления электрооборудования

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы дипломного проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период до 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 учётом замены и модернизации) до 2020 г. не менее 177 млн. кВт, в том числе на гидроаккумулирующих и гидроэлектростанциях 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.

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

Проект строительства ТЭС в целом отвечает основным приоритетным направлениям развития электроэнергетики, согласно которым выработка электроэнергии на ТЭС к 2020 г. возрастёт в 1,4 раза по сравнению с 2009 г.

1. Экономическая часть

1.1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

1.1.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции мощностью 1500 МВт. В качестве основного оборудования используются: турбины К-500-240 и котельные агрегаты производительностью 1600 тонн пара в час, работающие на твёрдом топливе.

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

, (1)

где UТ - затраты на топливо;

UЗП - расходы на оплату труда;

UА - амортизация основных производственных фондов;

UТР - расходы на ремонт основных фондов;

UПР - прочие расходы.

1.1.2 Расчёт затрат на топливо

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

, (2)

где ТРЕМ - время простоя в ремонте, ч,

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (3)

где NУСТ - установленная мощность станции, МВт;

ТУСТ - число часов использования установленной мощности, ч.

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

, (4)

где ТР - число часов фактической работы, ч.

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

, (5)

где nБЛ - число блоков

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

, (6)

где bXX - 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.;

РЭК и РН - экономическая и номинальная мощности, МВт.

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

, (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 ГРЭС, т у.т./год:

, (8)

Затраты на топливо, млн. руб./год:

, (9)

где Ц - цена топлива, руб./т у.т.

1.1.3 Расходы на оплату труда

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

, (10)

где nУ - штатный коэффициент;

ФЗП - средняя зарплата одного работника за год;

1.1.4 Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (11)

где HA - средняя норма амортизации станции в целом;

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

, (12)

где К/ и КБЛ - капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб.;

di - коэффициент, учитывающий район размещения;

кУД - коэффициент удорожания в ценах текущего года.

1.1.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

, (13)

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

1.1.6 Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

- общестанционные и общецеховые расходы;

- расходы по охране труда и технике безопасности;

- налоги и сборы;

- плата за землю;

- др.

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

, (14)

где ЕСН - единый социальный налог, рассчитываемый по ставке 26% от расходов на оплату труда.

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб/год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

, (15)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает около 40 % от полной производственной себестоимости , что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.

1.2 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч:

, (16)

где аСН - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции.

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

, (17)

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

, (18)

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

, (19)

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

, (20)

Во втором варианте расчёта установленная мощность ГРЭС остаётся прежней, состав основного оборудования: 5 блоков К-300-240 с котельными агрегатами производительностью 950 т/ч.

Второй вариант расчёта сведём в таблицу 1 , т. к. методика расчёта повторяет методику, описанную выше.

Таблица 1 Пересчёт технико-экономических показателей станции и себестоимости единицы электроэнергии.

Наименование показателя	Значение показателя
Число часов фактической работы турбоагрегата, час
Выработка установленной мощности на ГРЭС, 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 ГРЭС, 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
Эксплуатационные 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 2

Таблица 2 - Основные технико-экономические показатели станции

Наименование показателя	Значение показателя
	вариант 1	вариант 2
Установленная мощность, МВт	1500	1500
Состав основного оборудования	3ЧК - 500	5ЧК - 300
Число часов использования установленной мощности, ч./год	7500	7500
Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч	11250000	11250000
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч	10800000	10687500
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт ч	0,315	0,320
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч	0,329	0,336
Себестоимость единицы электроэнергии: а) выработанной, руб./кВт ч б) отпущенной, руб./кВт ч	0,42 0,43	0,45 0,47
Штатный коэффициент, чел./МВт	0,45	0,74
Удельные капитальные вложения, млн. руб./МВт	15,248	15,24021

Таким образом, по показателю проектной себестоимости первый вариант с составом основного оборудования пять блоков К-500-240 является более предпочтительным. Хозрасчётный эффект для станции составит, млн.руб./год:

, (21)

где UЭСОП - себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по сопоставляемому варианту, руб./кВт ч. ;

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

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

1.3 Расчёт срока окупаемости станции

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.

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.:

, (22)

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

UЭОТП - себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;

WОТП - годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

амортизация основных производственных фондов;

n - текущий год;

К - стоимость строительства станции, млн. руб.

, (23)

Расчёт срока окупаемости станции с тремя блоками К-500-240 сведём в таблицу 3

Таблица 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)	15248	--	--	--	--	--	--	--	--	--	--
2) Денежный поток по основой деятельности : - амортизационные отчисления - доход в форме прибыли по отпущенной эл/энергии	- -	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1	756,0 1113,1 1869,1
3) Чистый денежный поток	-15248	1869,1	1869,1	1869,1	1869,1	1869,1	1869,1	1869,1	1869,1	1869,1	1869,1
4) Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,620	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	-15248	1699,012	1543,877	1403,694	1276,595	1158,842	1054,172	958,848	871,001	792,498	719,604
6) ЧДД нарастающим итогом	-15248	-13548,988	-12005,112	-10601,417	-9324,822	-8165,98	-7111,808	-6152,959	-5281,959	-4489,46	-3769,857

Поскольку период окупаемости превышает 10 лет, то выполним расчёт при повышенном уровне рентабельности производства электроэнергии

(Таблица 4)

(24)

Таблица 4. Срок окупаемости капитальных вложений при условии увеличения 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)	15248	--	--	--	--	--	--	- -	--	--	--
2) Денежный поток по основой деятельности : - амортизационные Отчисления - доход в форме прибыли по отпущенной эл./энергии	- - -	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1	1404 1113,1 2517,1
3) Чистый денежный поток	- 15248	2517,1	2517,1	2517,1	2517,1	2517,1	2517,1	2517,1	2517,1	2517,1	2517,1
4) Коэффициент дисконтирования	1	0,909	0,826	0,751	0,683	0,620	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5) Чистый дисконтированный доход	- 15248	2288,044	2079,125	1890,342	1719,179	1560,602	1419,644	1291,272	1172,969	1067,25	969,084
6) ЧДД нарастающим итогом	- 15248	-12959,956	-10880,832	-8990,489	-7271,31	-5710,708	-4291,064	-2999,791	-1826,823	-759,572	209,511

Капитальные вложения в проект ГРЭС 1500 МВт с тремя блоками К-500-240 окупается на десятый год эксплуатации при условии повышенного уровня рентабельности производства электроэнергии.

В качестве рекомендуемого состава основного оборудования принимается в дальнейших расчётах три блока К-500-240 с котельными агрегатами производительностью 1600 тонн пара в час, что обеспечивает хозрасчётный эффект в сумме 432 млн.руб./год.

2. Расчетная часть

2.1 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету

Принципиальная тепловая схема блока К-500-240-2 представлена на рисунке 1.

Из тепловой схемы видно, что отпуск тепла осуществляется следующим образом: пар из 5 - го отбора подаётся на сетевой подогреватель (СП), где происходит подогрев сетевой воды на отопление, слив конденсата из СП производится в линию основного конденсата перед ПНД-5 с помощью дренажного насоса (ДНС).

Регенеративная схема состоит из 5-и подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора (Д) и 3-х подогревателей высокого давления (ПВД). Слив конденсата из ПВД - каскадный в деаэратор, из ПНД - также каскадный в ПНД-9, а из него в линию основного конденсата.

В схеме также установлены охладитель уплотнений (ОУ) и основной эжектор (ОЭ), которые используются для дополнительного подогрева основного конденсата; блочная обессоливающая установка (БОУ), служащая для удаления солей из основного конденсата.

Для возмещения потерь конденсата в конденсатосборник идёт подпитка химически очищенной водой из ХВО.

В данной схеме установлен питательный турбонасос (ТПН), приводом которого служит турбина, пар на турбопривод поступает из 4-го отбора турбины К-500-240-2.

В схеме используется прямоточный котёл марки П-49 производительностью 1600 т/ч.

Турбина К-500-240-2, одновальная, с однократным промежуточным перегревом пара и с девятью нерегулируемыми отборами пара на регенеративные подогреватели и приводные турбины питательных насосов, четырех-цилиндровая: (1 ЦВД, 1 ЦСД и 2 ЦНД).

Электрическая мощность генератора при полностью открытых клапанах без дополнительных отборов пара сверх регенерации Wэ = 500 МВт, (6, стр. 10, таблица 1) с начальными параметрами пара:

Ро = 240 бар; tо= 560 оС; tпп = 565 оС; Рк= 0,035 бар

Число отборов - 9, (6, стр. 10, таблица 1.5). Давление в отборах:

Р1 = 57,4 бар; Р6 = 2,9 бар;

Р2 = 40,7 бар; Р7 = 1,55 бар;

Р3 = 17 бар; Р8 = 0,82 бар;

Р4 = 10,98 бар; Р9 = 0,16 бар;

Р5 = 5,2 бар;

Давление в деаэраторе РД = 7 бар.



Расчетные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

зцвдоi = 87,5 ; (1, рисунок 4.1)

зцсдоi = 91,4 ; (1, рисунок 4.2)

зцндоi = 88,0 %; (1, рисунок 4.3)

Электромеханический КПД: зэм = 0,98

Температура ХОВ: tхов = 30 оС

Недогрев воды в ПВД: Шпвд = 2 оС

Недогрев воды в ПНД: Шпнд = 4 оС

КПД дросселирования по отсекам:

зцвддр= 0,949 ; зцсддр= 0,95 ; зцнддр= 0,97

Потеря давления пара в промперегреве: ДРпп = 9,05 %

Коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного отделения:

бмосн = 1,2 %

Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения:

бкосн = 1,2 %.

Внутристанционные потери конденсата: бут = 1,1 %.

КПД теплообменников: зто = 0,98.

Температурный график сети в расчетном режиме:

tп / tо = 150 / 70 оС.

2.2 Построение процесса расширения на i-s диаграмме

Начальное давление пара: Ро = 240 бар

Температура острого пара: tо = 560 оС

Температура промперегрева: tпп = 565 оС

Находим по i-s диаграмме точку Ао. С учетом потерь пара в регулирующих клапанах ЦВД параметры пара изменятся:

Р'о = Ро · зцвддр (25)

Р'о = 240 · 0,949 = 227,76 бар

При действительном процессе расширения энтальпию в точке В определим:

iB = iАо -( iАо - iBо ) · зцвдоi (26)

где по Р'о и tо точки А! определим энтропию точек SА! и SВо, затем по SВо и Р2 определим iBо= 2922,58 кДж/кг, (11,основные параметры)

iB = 3379,2 - (3379,2 - 2922,58) · 0,875 = 2979,66 кДж/кг

Точку С определим с учетом потери давления в промперегреве ?Рпп = 9,05 %:

Рс = Р2 · ?Рпп (27)

Рс = 40,7 · 0,905 = 36,83 бар

Р'с = Рс · зцсддр (28)

Р'с = 36,83 · 0,95 = 34,99 бар

Энтальпию пара после промперегрева определим по давлению Рпп = 34,99 бар и температуре tпп = 565 оС:

iпп = 3597,82 кДж/кг

При действительном процессе расширения энтальпию в точке D определим:

iD = iC - (iC - iDо) · зцcдоi (29)

где по Р'с и tпп точки С! определим энтропию точек SС! и SDо, затем по SDо и Р6 определим iDо= 2872,05 кДж/кг, (11, основные параметры)

iD = 3597,82 - (3597,82 - 2872,05) · 0,914 = 2934,47 кДж/кг

Потери давления при дросселировании пара в ЧНД:

Р'D = РD · зцнддр (30)

Р'D = 2,9 · 0,97 = 2,8 бар

Энтальпию в точке Е находим:

iЕ = iD - (iD - iEо) ·зцндоi (31)

где по Р'д и iD точки D! определим энтропию SD! и SEо, затем по SEо и Рк определим iЕо= 2238,77 кДж/кг, (11, основные параметры)

iЕ = 2934,47 - (2934,47 - 2238,77) · 0,88 = 2322,25 кДж/кг

Рисунок 2 Процесс расширения турбины К - 500-240

2.3 Определение параметров по элементам схемы

Потерю давления в паропроводах на пути от отбора турбины до подогревателя принимаем 5 %.

Давление пара у подогревателя ПВД-1 с учетом потерь:

Рпвд1 = Р1 · (1 - 0,05) (32)

где Р1 = 57,4 бар - давление в отборе.

Рпвд1 = 57,4 · (1 - 0,05) = 54,5 бар

Температура конденсата греющего пара за ПВД - 1, (определим по Рпвд1):

tк = 269,35 оС - параметры насыщения, (11)

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД - 1:

Їtк = 1181,9 кДж/кг - параметры насыщения, (11)

Температура питательной воды за ПВД-1 с учетом недогрева:

tпв = tк - Шпвд = 269,35 - 2 = 267,35 оС

Энтальпия питательной воды на выходе:

Їtпв = tпв · Св (33)

где Св = 4,186 - удельная теплоемкость воды

Їtпв = 267,35 · 4,186 = 1119,1 кДж/кг

Энтальпия пара из отбора:

i1 = 3011,32 кДж/кг - по i-S диаграмме

Использованный теплоперепад на турбине:

h = iо - i1 (34)

где iо - энтальпия острого пара;

i1 - энтальпия греющего пара из отбора

h = 3379,2 - 3011,32 = 367,88 кДж/кг

Аналогично рассчитываем параметры по другим элементам схемы. Результаты расчета сводим в таблицу 1.5

Таблица 5 Параметры пара и воды по основным элементов схемы	Турбо- привод	-	-	-	-	-	-	-	399
	К	0,035	0,033	25,7	107,73	24,2	101,3	2322,25	1675,11
	СП	5,2	4,94	151,39	638,18	147,39	616,97	3020,81	976,55
	ПНД-9	0,16	0,15	53,99	225,98	49,99	209,26	2512,97	1484,39
	ПНД-8	0,82	0,77	92,49	387,54	88,49	370,42	2661,41	1335,95
	ПНД-7	1,55	1,47	110,77	464,7	106,77	446,94	2787,55	1209,81
	ПНД-6	2,9	2,75	130,6	548,94	126,6	529,95	2901,61	1095,75
	ПНД-5	5,2	4,94	151,39	638,18	147,39	616,97	3020,81	976,55
	Д	10,98	7	164,95	697,05	164,95	690,5	3198,78	798,58
	ПВД-3	17	16,15	201,8	860,44	199,8	836,45	3318,33	679,0
	ПВД-2	40,7	38,6	248,22	1076,96	246,22	1030,7	2979,66	399,54
	ПВД-1	57,4	54,5	269,35	1181,9	267,35	1119,1	3011,32	367,88
	Наименование	Давление пара в отборе, бар	Давление пара в подогревателе, бар	Температура конденсата греющего пара, оС	Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг	Температура питательной воды за подогревателем, оС	Энтальпия питательной воды за подогревателем, кДж/кг	Энтальпия греющего пара,кДж/кг	Использованный теплоперепад, кДж/кг

2.4 Расчет сетевой подогревательной установки

Схема установки по подогреву сетевой воды представлена на рисунке 3

Рисунок 3 Установка подогрева сетевой воды

t_пс = 147,39 ^оС

Р₅ = 5,2 бар

i_сп = 3020,81 Їt_сп = 638,18 кДж/кг

кДж/кг

t _д = 151,39 ^оС

t_ос = 70 ^оС СН

Расход сетевой воды:

(35)

где Qмахот = 45 МВт / 3 блока = 15 МВт - максимальная отопительная нагрузка одного блока;

?tсв = (tсп - tос) · зсп = (147,39 - 70) · 0,98 = 75,84 оС - разность температур прямой и обратной сетевой воды;

зсп = 0,98 - 0,99 - КПД теплообменника;

Ссв = 4,186 кДж/кг - теплоёмкость воды

Тепловая нагрузка отопительного отбора:

 (36)

Расход пара на сетевой подогреватель СП-1:

(37)

где iотб = 3020,81 кДж/кг - энтальпия отбираемого пара (таблица 1.1);

tотб = 616,97 кДж/кг - энтальпия конденсата отбираемого пара

(таблица 1.1);

зсп = 0,98 - КПД теплообменника.

2.5 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов

Для первого отбора:

(38)

где Hi = 1675,11 кДж/кг - теплоперепад, срабатываемый турбиной;

hот = 976,55 кДж/кг - теплоперепад, срабатываемый отбором

Расход пара на турбину:

(39)

где Крег = 1,27 - коэффициент регенерации, (задаёмся его значением с последующим уточнением);

зэм = 0,98 - электромеханический КПД турбины.

2.6 Расчет регенеративной схемы

2.6.1 Расчет подогревателей высокого давления (ПВД)

Производительность парогенератора, брутто:

(40)

где бкосн = 1,2% - коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения.

Расход пара на собственные нужды котельного отделения:

(41)

Расход питательной воды:

Gпв = Dбрпг = 394,87 кг/с

Расход пара на ПВД - 1:

(42)

где ?tпв1 и ?tпв2 - энтальпии пит. воды на выходе и входе ПВД-1, (таблица 1.1)

Расход пара на ПВД-2:

(43)

где ?tпв3 и ?tпв2 - энтальпии пит. воды на вых. и входе в ПВД - 2 (таблица 1.1);

iотб2 и Їtотб2 - энтальпия греющего пара из 2-го отбора и энтальпия конденсата греющего пара 2-го отбора (таблица 1.1).

Расход пара на ПВД-3:

(44)

где Їtотб3 - энтальпия конденсата греющего пара из 3-го отбора

(таблица 1.1);

iотб3 - энтальпия греющего пара из 3-го отбора (таблица 1.1)

Повышение энтальпии питательной воды в турбопитательном насосе (ТПН):

?Їtпв = ?Рпн? Vср / зпн (45)

где ?Рпн = (Ро - Рд + 1) = (340 ? 1,4 - 7 + 1) = 334 бар - давление воды в питательном насосе;

Vср = 0,001108 м3/кг - удельный объём воды при Рд = 7 бар и tд = 164,95 оС;

зпн = 0,75 - КПД питательного насоса

?Їtпв = 334 ? 102 ? 0,001108 / 0,75 = 49,34 кДж/кг

Энтальпия воды за питательным насосом:

Їtпв = Їtд1 + ?Їtпв (46)

где Їtд1 - энтальпия конденсата греющего пара после деаэратора (таблица 1.1)

Їtпв = 697,05 + 49,34 = 746,39 кДж/кг

2.6.2 Расчет деаэратора

Рисунок 5 Схема деаэратора

Внутристанционные потери конденсата:

Gут = бут ? Dт (47)

Gут = 0,01 · 390,19 = 3,9019 кг/с.

Материальный баланс деаэратора:

D1 + D2 + D3 + Dд + Dок = Gпв + Gут (48)

19,47 + 40,062 + 9,52 + Dд + Dок = 394,87 + 3,9019

Dд = 329,72 - Dок

Тепловой баланс деаэратора:

(D1 + D2 + D3) · Їtотб3 + Dд · iд + Dок · Їtок = (Gпв + Gут) · Їtд1 (49)

где iд = 3198,78 кДж/кг - энтальпия греющего пара из 4-го отбора, (таблица 1.1);

Їtок = 616,97 кДж/кг - энтальпия воды за ПНД - 5, (таблица 1.1);

Їtд1 = 697,05 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара, (таблица 1.1).

(19,47+40,062+9,52)·860,44+3198,78Dд+616,97Dок=(394,87+3,9019)·697,05

59415,102 + 3198,78 Dд + 616,97 Dок = 277963,95

3198,78 Dд + 616,97 Dок = 218548,85

Решаем совместно два уравнения:

Dд = 329,72 - Dок

3198,78 Dд + 616,97 Dок = 218548,85

3198,78 · (329,72 - Dок) + 616,97Dок = 218548,85

1054701,7416 - 3198,78Dок + 616,97 Dок = 218548,85

2581,8 Dок = 836152,8916

Dок = 323,864 кг/с

Dд = 5,856 кг/с

Определим Dхов:

Dхов = Gут + Dкосн (50)

Dхов = 3,9 + 4,68 = 8,58 кг/с

Пар из 4-го отбора идёт на деаэратор и турбопривод.

Найдём D4:

D4 = Dд + Dтп (51)

где Dтп = 27,47 кг/с

D4 = 5,856 + 27,47 = 33,326 кг/с

2.6.3 Расчет подогревателей низкого давления (ПНД)

Рисунок 6 Схема включения подогревателей низкого давления

Определим энтальпию основного конденсата перед подогревателем

ПНД - 5, т.е. после точки смешения ТС - 1:

(52)

где D!ок = Dок - Dсп = 323,864 - 6,37 = 317,494 кг/с;

?tпв6 = 529,95 кДж/кг - энтальпия основного конденсата после ПНД - 6, (таблица1.1)

Расход пара на ПНД - 5:

D5 = D!5 + Dсп

(53)

где ?tпв5=616,97 кДж/кг - энтальпия основного конденсата за ПНД - 5, (таблица 1.1);

iотб5 = 3020,81 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара после

ПНД - 5, (таблица 1.1)

D5= 13,2 + 6,37 = 19,57 кг/с

Расход пара на ПНД - 6:

(54)

Расход пара на ПНД - 7:

(55)

Расход пара на ПНД - 8:

 (56)

Расход пара на ПНД - 9:

Расход основного конденсата поступающего в ПНД - 9:

Dк = (Dт + Dхов + Dтп) - (D1 + D2 + D3 + D4 + D5 + D6 + D7 + D8 + D9)

Dк=(390,19+8,58+27,47)-(19,47+40,062+9,52+33,326+19,57+10,69+9,575+21,58+ D9)

Dк = 426,24 - (163,793 + D9)

Dк = 262,447 - D9

(57)

где 4 оС - температура нагрева основного конденсата в ОУ и ОЭ.

Из уравнения теплового баланса:

(58)

Из уравнения материального баланса:

D!5 + D6 + D7 + D8 + D9 + Dк = D!ок (59)

13,2 + 10,69 + 9,575 + 21,58 + D9 + Dк = 317,494

50,045 + D9 + Dк = 317,494

D9 + Dк = 262,449

Dк = 262,449 - D9

Подставив последнее выражение в уравнение теплового баланса, получим:

2512,97D9 = 56790,4 + 118,044D9

2394,926 D9 = 56790,4

D9 = 23,7

Dк = 262,49 - 23,7 = 238,79 кг/с

Расход пара поступающего в конденсатор:

D!к = Dт - ( D1 + D2 + D3 + D4 + D5 + D6 + D7 + D8 + D9 ) (60)

D!к = 390,19 - (19,47 + 40,062 + 9,52 + 33,326 + 19,57 + 10,69 + 9,575 + 21,58 + 23,7)

D!к = 202,697 кг/с

Проверка баланса пара в турбине:

Dт = D!к + D1 + D2 + D3 + D4 + D5 + D6 + D7 + D8 + D9 (61)

Dт = 202,697 + 19,47 + 40,062 + 9,52 + 33,326 + 19,57 + 10,69 + 9,575 + 21,58 + 23,7

Dт = 390,19

-- баланс полностью совпадает с ранее найденным значением.

Проверка материального баланса деаэратора:

Gпв + Gут = Dд + Dок + D1 + D2 + D3 (62)

394,87 + 3,9 = 5,856 + 323,864 + 19,47 + 40,06 + 9,52

398,77 = 398,87

Внутренняя мощность турбины:

Ni = У (Dn ? hn) (63)

Ni = (19,47 ? 367,88) + (40,1 ? 399,54) + (9,52 ? 679) + (33,33 ? 798,58) + (19,57 ? 976,55) + (10,69 ? 1095,75) + (9,575 ? 1209,81) + (21,58 ? 1335,95) + (23,7 ? 1484,39) + (202,697 ? 1675,11) = 449785,56 кВт

Ni = 7162,624 + 16021,554 + 6464,08 + 26616,671 + 19111,084 + 11713,5675 + 11583,931 + 28829,801 + 35180,043 + 339539,772

Ni = 509223,1275 кВт = 509,223 МВт

Электрическая мощность турбоагрегата:

Nэ = Ni ? зэм (64)

Nэ = 509,223 ? 0,98 = 499,0385 МВт

Небаланс мощности:

(65)



(66)

Расхождение по мощности допустимо до 2 %, в данном случае ?Nэ = 0,19 %, что не превышает нормы и свидетельствует о достоверности расчета.

2.7 Расчет технико-экономических показателей электрической станции

Полный расход тепла на турбоустановку:

(67)

где iо = 3379,2 кДж/кг - энтальпия пара перед турбиной, (рисунок 1.2);

?tпв = 1119,1 кДж/кг - энтальпия воды перед парогенератором, (таблица 1.1);

iЗЗпп = 3597,82 кДж/кг - энтальпия пара после промперегрева;

iЗпп кДж/кг = 2979,66 кДж/кг - энтальпия пара до промперегрева,

(рисунок 1.2)

Dпп = Dт - D1 - D2 = 390,2 - 19,47 - 40,062 = 330,668 кг/с - расход пара, идущего на промперегрев.

Расход тепла на сетевой подогреватель:

(68)

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии:

Qэту = Qту - Qсп (69)

Qэту = 1086296,75 - 14873,8

Qэту = 1071422,95 кВт

Тепловая мощность котла:

(70)

Расход топлива:

(71)

где - КПД котельного агрегата

Расход топлива на производство электроэнергии:

 (72)

где Wэ и Wотп - выработка и отпуск электроэнергии;

Wэс.н. - расход электроэнергии на собственные нужды;

Wотп = Wэ - Wс.н. (73)

Wотп = 500000 - 25000

Wотп = 475000 кВт

где Wс.н. = Wэ • бснтэс = 500000 • 0,05 = 25000 кВт;

Wэс.н. = Wэ • бснэ = 500000 • 0,024 = 12000 кВт

Кэ - коэффициент отнесения затрат топлива котлами на производство электроэнергии:

(74)

где ?Qотб - увеличение расхода теплоты на производство электроэнергии при условном отсутствии отпуска теплоты внешним потребителям из отборов:

?Qотб = Qсп•( 1- осп ) (75)

где осп - коэффициент ценности теплоты:

 (76)

К - коэффициент, зависящий от давления пара перед турбиной:

при Р = 240 бар К = 0,4 (7, таблица 1) :

?Qотб = 14873,8 • (1- 0,75)

?Qотб = 3718,45 кВт

Qэ.снту = Qэту ? бэсн (77)

Qэ.снту =1071422,95 • 0,024 = 25714,15 кВт

QУотб = Qсп = Qт = 14873,8 кВт

Расход топлива на производство тепла:

Вт = В - Вэ (78)

Вт = 68,16 - 65,48 = 2,68кг/с

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:

(79)

Удельный расход условного топлива на производство тепла:

(80)

2.8 Выбор вспомогательного оборудования

Тип и мощность устанавливаемой турбины предопределяют типы отдельных элементов вспомогательного оборудования, т. к. заводы - изготовители турбин поставляют их вместе со вспомогательным оборудованием по типовой спецификации для каждой турбины.

2.8.1 Выбор сетевого подогревателя

Производительность сетевых подогревателей выбирается по расходу сетевой воды (1, табл. 6.2). Расход сетевой воды Gсв = 47,24 кг/с, температура воды на выходе tсп = 147,4 оС.

Выбираем теплофикационную установку с расчетным пропуском воды 250 т/ч и характеристикой, приведенной в таблице 8

Таблица 8 Характеристика теплофикационной установки

Наименование	Основной бойлер	Пиковый бойлер	Охладитель дренажа
Тип оборудования	ПСВ-315-3-23	ПСВ-200-7-15	ОВ-40М
Поверхность нагрева, м2	315	200	40
Рабочее давление воды в трубной системе, МПа (кгс/см2)	2,25 (23)	1,47(15)	2,55 (26,0)
Рабочее давление пара в корпусе, МПа (кгс/см2)	0,29 (3)	0,69 (7)	0,69 (7)
Продолжение таблицы 1.8
Наименование	Основной бойлер	Пиковый бойлер	Охладитель дренажа
Температура воды, оС	70/120	70/150	150
Температура пара, оС	400	400	164
Число ходов воды, шт	4	4	-
Расход сетевой воды, т/ч	725	400	-
Сортамент труб, мм	19х1	25х2,5	22х2
Число труб, шт	1212	150	98

2.8.2 Выбор регенеративных подогревателей

Выбор подогревателей и их поставка производится заводом -изготовителем турбин соответственно тепловому расчету турбинного агрегата и подогревателей.

Для турбины К - 500 - 240 - 2 выбирают подогреватели, отмеченные в таблице 9 и 10, /3, с.146-147/.

Таблица 9 Типоразмеры регенеративных подогревателей для турбины К - 500 - 240 - 2

Поверхностные, вертикальные, одноходовые по воде, со встроенными пароохладителями и охладителями дренажа, (горизонтальные спиральные трубки)	Поверхностные, вертикальные, четырехходовые по воде, ПНД-4 и ПНД-5 со встроенными пароохладителями, (U-образные трубки, 16х1,2 мм, нержавеющая сталь)
ПВД-1	ПВ-2100-380-17	ПНД-5	ПН-900-2
ПВД-2	ПВ-2100-380-44	ПНД-6	ПН-1050-2
ПВД-3	ПВ-2100-380-61	ПНД-7	ПН-700-2
	ПНД-8	ПН-1000-2
	ПНД-9	ПН-750-2

Таблица 10 Характеристики регенеративных подогревателей для турбины К - 500 - 240 - 2

Типоразмер	Площадь поверхности нагрева, м2	Рабочее давление по водяной стороне, МПа	Защита от повышения уровня в корусе	Регулирование уровня конденсата греющего пара
			I предел	II предел
ПВД-2100-380-17	2100	37	Отключение всех ПВД по пару и питательной воде, открытие обводной линии.	Отключение турбины, останов питательных насосов	Автоматическое, электронные регуляторы
ПВД-2100-380-44	2100	37
ПВД-2100-380-61	2100	37
ПНД-900-2	893	1,96	Автоматическая групповая светозвуковая сигнализация, отключение ПНД по пару и конденсату, открытие свободной конденсатной линии.	Автоматическое, электронные регуляторы
ПНД-1050-2	1015	1,96
ПНД-900-2	705	1,96
ПНД-1000-2	1000	1,96
ПН-750-2	750	1,96

2.8.3 Выбор деаэратора

Деаэраторы обеспечивают удаление неконденсирующихся газов из питательной воды и осуществляет подогрев ее.

Производительность деаэратора определяется пропускной способностью деаэрационной колонки, размеры которой должны быть достаточными для того, чтобы вся пропускаемая вода нагревалась до температуры кипения и выбирается по максимальному расходу питательной воды для блока или электростанции в целом.

Gпв = 394,87 кг/с = 1421,53 т/ч

На основании вышеуказанного по таблице 6 (1, стр.44) выбираем деаэрационную колонку ДП - 1600 со следующими характеристиками:

Таблица 11 Характеристики деаэрационной колонки ДП-1600

Наименование \ типоразмер	ДП - 1600
Производительность, т/ч	1600
рабочее давление, бар	7
Температура, оС	165
наружный диаметр, мм	2800
Высота, мм	4300
вес без воды, т	10
поверхность охлаждения, м2	18

На энергоблок ставим по одному деаэратору. Резервных деаэраторов не предусматриваем. Суммарный запас питательной воды аккумуляторных баков деаэраторов блочных установок должен обеспечивать питание котлов при полной нагрузке для данной станции не менее пятиминутного, по данным расчета:

(81)

Согласно расчета принимаем стандартный бак емкостью 150 м3. Высотная отметка оси бака деаэратора - 30,9 м, высота установки деаэраторных баков обеспечивает на всасе бустерных насосов необходимый подпор, предотвращающий вскипание воды.

2.8.4 Выбор питательных насосов

Перемещение рабочего тела, участвующего в тепловом процессе паротурбинной установки, из одного аппарата в другой осуществляется благодаря имеющейся разности давлений или же при помощи насосов

Согласно «Правил Техники Безопасности» (ПТЭ), для блочных электростанций производительность питательных насосов выбирают по расходу пара на блок с запасом 6 - 8 %.

Производительность питательных насосов, их количество и тип привода (электрический или паротурбинный) выбираем с учетом тепловой схемы электростанции и типа установленных котлоагрегатов,

Для блока с давлением 23 МПа и мощностью 500 МВт установим основной питательный насос с турбоприводом (ПТН) и пускорезервный насос с электроприводом (ПЭ). Напор ПТН принимаем на 30-50 % больше номинального давления пара перед турбиной, производительность ПЭ больше на 30-50 % от основного (ПТН).

Согласно схеме (рисунок 1) и таблице 4 /1/ выбираем питательный турбонасос ПТН-350-950 и пускорезервный насос с электроприводом ПЭ-500-180 с характеристиками указанными в таблице 12:

Таблица 12 Характеристики питательных насосв ПТН-350-950 и ПН-950-350

Наименование \ типоразмер	ПТН - 350 - 950	ПН - 950 - 350 центробежный, многоступенчатый, горизонтальный
подача, м3/ч	950	500
напор Н, м	3500	1970
Наименование \ типоразмер	ПТН - 350 - 950	ПН - 950 - 350 центробежный, многоступенчатый, горизонтальный
частота вращения, об/мин	4700	2900
тип и мощность привода	ОК-18П9 КТЗ	ОК-13 ПУ
КПД насоса, %	80	78

2.8.5 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы предназначены для подачи конденсата отработанного пара, конденсата греющего пара из теплообменных аппаратов (а также жидкостей, сходных с конденсатом по вязкости и химической активности), и подачи его через теплообменники регенеративной схемы в устанавливают в количестве 2-3 на турбину, при двух насосах - каждый на 100 % производительности, при трех - каждый на 50 %. За расчетную производительность принимают расход конденсата в летний период (без промышленного отбора на регенерацию). Расход пара на регенерацию принимается согласно расчету тепловой схемы. При отсутствии таких сведений он может быть оценен в 15-20 % от расхода пара при номинальной нагрузке в конденсатном режиме.

Напор конденсатного насоса должен быть больше или равен:

Н = Рд ? 13 (82)

Н = 7 ? 1 3 = 9,1 м

Dк = 238,79 кг/с = 859,644 т/ч

Расчетная производительность конденсатного насоса:

Gк расч = 1,115 ? Dк (83)

Gк расч = 1,115 ? 238,79

Gк расч = 266,25 кг/с (958,503 т/ч)

По напору и пропуску выбираем по таблице 6.5 /1/ два конденсатных насоса КсВ 1600 - 90 с характеристиками, указанными в таблице 13.

Таблица 13

Наименование \ типоразмер	КсВ 1600 - 90
Подача, м3/ч	1000
Напор, м	95
Дополнительный кавитационный запас, м	2,5
Частота вращения ротора, об/мин	1000
Мощность, кВт	342
КПД насоса, %	76

2.8.6 Выбор циркуляционных насосов

При эксплуатации циркуляционных насосов в машинном зале их устанавливают по два на одну турбину. Резервных насосов не предусматриваем. В центральных насосных, размещаемых на берегу пруда-охладителя - не менее четырех насосов. За расчетную производительность принимаем летний режим.

Расход циркуляционной воды на турбину - 51800 м3.

Выбираем береговую насосную станцию и 4 насоса по таблице 6.6 /1/

Таблица 14 Характеристики циркуляционного насоса ОП5-145

Наименование \ типоразмер	ОП5 -145
Производительность, м3/ч	25550 - 42500
полный напор, мм вод. ст	7,7 - 12,4
число оборотов, об/мин	375
потребляемая мощность, кВт	1300
КПД, %	86

2.8.7 Выбор сетевых насосов

Сетевые насосы могут быть привязаными к турбине и групповыми, при установке одного - двух сетевых насосов устанавливают один резервный насос. Если число насосов четыре и более, резервный не устанавливают. При установке сетевых насосов у турбин принимается два насоса с 50 %-ной производительностью.

Выбираем два насоса, один из которых резервный.

Исходя из расхода сетевой воды Gсв = 49,57 кг/с по таблице 6.7 /1/ выбираем сетевой насос СЭ 500 - 70

Таблица 15 Характеристики циркуляционного насоса ОП5-145

Наименование \ типоразмер	СЭ 500 - 70
Подача, м	500
Напор, м	70
Допустимый кавитационный запас, м	10
Частота вращения, об/мин	3000
Мощность, кВт	120
КПД насоса, %	82

3. Общая часть

3.1 Топливное хозяйство

3.1.1 Расход топлива на котлоагрегат

Расчетный расход топлива на раб...