Проект КЭС 1500 МВт

Проект КЭС 1500 МВт

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) в 2005-2020 гг. 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 2000 г.

1. Экономическая часть

.1 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

электростанция тепловой конденсационный

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:

, (1.1)

где    U_Т - затраты на топливо;

U_ЗП - расходы на оплату труда;

U_А - амортизация основных производственных фондов;

U_ТР - расходы на ремонт основных фондов;

U_ПР - прочие расходы.

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.

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;

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.

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

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:

, (1.14)

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:

, (1.15)

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:

, (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)

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

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, час
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
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 1.2

Таблица 1.2 - Основные технико-экономические показатели станции

Наименование показателя	Значение показателя
	вариант 1	вариант 2
Установленная мощность, МВт	1500	1500
Состав основного оборудования	3×К - 500	5×К - 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:

, (1.21)

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

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

, (1.22)

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

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

W_ОТП - годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

 амортизация основных производственных фондов;

n - текущий год;

К - стоимость строительства станции, млн. руб.

, (1.23)

Расчёт срока окупаемости станции с тремя блоками К-500-240 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)	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 1.4)

 (1.24)

Таблица 1.4. 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 10,9090,8260,7510,6830,6200,5640,5130,4660,4240,385
5) Чистый дисконтированный доход	- 15248	2288,044	2079,125	1890,342	1719,179	1560,602	1419,644	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

.1 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету

Принципиальная тепловая схема блока К-500-240-2 представлена на рисунке 1.1.

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 W_э = 500 МВт, (6, стр. 10, таблица 1) с начальными параметрами пара:

Р_о = 240 бар; t_о= 560 ^оС; t_пп = 565 ^оС; Р_к= 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 Р_Д = 7 бар.

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

Коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного отделения:

α^мо_сн = 1,2%

Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения:

α^ко_сн = 1,2%.

Внутристанционные потери конденсата: α_ут = 1,1%.

КПД теплообменников: η_то = 0,98.

Температурный график сети в расчетном режиме:

t_п / t_о = 150 / 70 ^оС.

2.2 Построение процесса расширения на i-s диаграмме

Начальное давление пара: Р_о = 240 бар

Температура острого пара: t_о = 560 ^оС

Температура промперегрева: t_пп = 565 ^оС

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

Р^'_о = Р_о · η^цвд_др

Р^'_о = 240 · 0,949 = 227,76 бар

При действительном процессе расширения энтальпию в точке В определим:

i_B = i_Ао - (i_Ао - i_Bо) · η^цвд_оi

где по Р^'_о и t_о точки А^! определим энтропию точек S_А^! и S_Во, затем по S_Во и Р₂ определим i_Bо= 2922,58 кДж/кг, (11, основные параметры)

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

Точку С определим с учетом потери давления в промперегреве ∆Р_пп = 9,05%:

Р_с = Р₂ · ∆Р_пп

Р_с = 40,7 · 0,905 = 36,83 бар

Р^'_с = Р_с · η^цсд_др

Р^'_с = 36,83 · 0,95 = 34,99 бар

Энтальпию пара после промперегрева определим по давлению Р_пп = 34,99 бар и температуре t_пп = 565 ^оС:

i_пп = 3597,82 кДж/кг

При действительном процессе расширения энтальпию в точке D определим:

i_D = i_C - (i_C - i_Dо) · η^цcд_оi

где по Р^'_с и t_пп точки С^! определим энтропию точек S_С^! и S_Dо, затем по S_Dо и Р₆ определим i_Dо= 2872,05 кДж/кг, (11, основные параметры)

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

Потери давления при дросселировании пара в ЧНД:

Р^'_D = Р_D · η^цнд_др

Р^'_D = 2,9 · 0,97 = 2,8 бар

Энтальпию в точке Е находим:

i_Е = i_D - (i_D - i_Eо) ·η^цнд_оi

где по Р^'_д и i_D точки D^! определим энтропию S_D^! и S_Eо, затем по S_Eо и Р_к определим i_Ео= 2238,77 кДж/кг, (11, основные параметры)

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

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:

Р_пвд1 = Р₁ · (1 - 0,05)

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

Р_пвд1 = 57,4 · (1 - 0,05) = 54,5 бар

Температура конденсата греющего пара за ПВД - 1, (определим по Р_пвд1):

t_к = 269,35 ^оС - параметры насыщения, (11)

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД - 1:

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

Температура питательной воды за ПВД-1 с учетом недогрева:

t_пв = t_к - Ø_пвд = 269,35 - 2 = 267,35 ^оС

Энтальпия питательной воды на выходе:

¯t_пв = t_пв · С_в

где С_в = 4,186 - удельная теплоемкость воды

¯t_пв = 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 = i_о - i₁

где i_о - энтальпия острого пара;

i₁ - энтальпия греющего пара из отбора

h = 3379,2 - 3011,32 = 367,88 кДж/кг

2.4 Расчет сетевой подогревательной установки

Расход сетевой воды:

 

где Q^мах_от = 45 МВт / 3 блока = 15 МВт - максимальная отопительная нагрузка одного блока;

∆t_св = (t_сп - t_ос) · η_сп = (147,39 - 70) · 0,98 = 75,84 ^оС - разность температур прямой и обратной сетевой воды;

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

С_св = 4,186 кДж/кг - теплоёмкость воды

Тепловая нагрузка отопительного отбора:

Расход пара на сетевой подогреватель СП-1:

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

t_отб = 616,97 кДж/кг - энтальпия конденсата отбираемого пара (таблица 1.1);

η_сп = 0,98 - КПД теплообменника.

2.5 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов

Для первого отбора:

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

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

Расход пара на турбину:

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

η_эм = 0,98 - электромеханический КПД турбины.

2.6 Расчет регенеративной схемы

Расчет подогревателей высокого давления (ПВД)

Производительность парогенератора, брутто:

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

Расход пара на собственные нужды котельного отделения:

Расход питательной воды:

G_пв = D^бр_пг = 394,87 кг/с

Расход пара на ПВД - 1:

где ˉt_пв1 и ˉt_пв2 - энтальпии пит. воды на выходе и входе ПВД-1, (таблица 1.1)

Расход пара на ПВД-2:

где ˉt_пв3 и ˉt_пв2 - энтальпии пит. воды на вых. и входе в ПВД - 2 (таблица 1.1);

i_отб2 и ¯t_отб2 - энтальпия греющего пара из 2-го отбора и энтальпия конденсата греющего пара 2-го отбора (таблица 1.1).

Расход пара на ПВД-3:

где ¯t_отб3 - энтальпия конденсата греющего пара из 3-го отбора (таблица 1.1);

i_отб3 - энтальпия греющего пара из 3-го отбора (таблица 1.1)

Повышение энтальпии питательной воды в турбопитательном насосе (ТПН):

∆¯t_пв = ∆Р_пн· V_ср / η_пн

где ∆Р_пн = (Р_о - Р_д + 1) = (340 · 1,4 - 7 + 1) = 334 бар - давление воды в питательном насосе;

V_ср = 0,001108 м³/кг - удельный объём воды при Р_д = 7 бар и t_д = 164,95 ^оС;

η_пн = 0,75 - КПД питательного насоса

∆¯t_пв = 334 · 10² · 0,001108 / 0,75 = 49,34 кДж/кг

Энтальпия воды за питательным насосом:

¯t_пв = ¯t_д1 + ∆¯t_пв

где ¯t_д1 - энтальпия конденсата греющего пара после деаэратора (таблица 1.1)

¯t_пв = 697,05 + 49,34 = 746,39 кДж/кг

G_ут = α_ут · D_т

G_ут = 0,01 · 390,19 = 3,9019 кг/с.

Материальный баланс деаэратора:

D₁ + D₂ + D₃ + D_д + D_ок = G_пв + G_ут (1.48)

,47 + 40,062 + 9,52 + D_д + D_ок = 394,87 + 3,9019

D_д = 329,72 - D_ок

Тепловой баланс деаэратора:

(D₁ + D₂ + D₃) · ¯t_отб3 + D_д · i_д + D_ок · ¯t_ок = (G_пв + G_ут) · ¯t_д1

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

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

¯t_д1 = 697,05 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара, (таблица 1.1).

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

,102 + 3198,78 D_д + 616,97 D_ок = 277963,95

,78 D_д + 616,97 D_ок = 218548,85

Решаем совместно два уравнения:

D_д = 329,72 - D_ок

,78 D_д + 616,97 D_ок = 218548,85

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

,7416 - 3198,78D_ок + 616,97 D_ок = 218548,85

,8 D_ок = 836152,8916

D_ок = 323,864 кг/с

D_д = 5,856 кг/с

Определим D_хов:

D_хов = G_ут + D^ко_сн

D_хов = 3,9 + 4,68 = 8,58 кг/с

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

Найдём D₄:

D₄ = D_д + D_тп

где D_тп = 27,47 кг/с

D₄ = 5,856 + 27,47 = 33,326 кг/с

2.7 Расчет технико-экономических показателей электрической станции

Полный расход тепла на турбоустановку:

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

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

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

i^Ç_пп кДж/кг = 2979,66 кДж/кг - энтальпия пара до промперегрева,

(рисунок 1.2)

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

Расход тепла на сетевой подогреватель:

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии:

Q^э_ту = Q_ту - Q_сп

Q^э_ту = 1086296,75 - 14873,8

Q^э_ту = 1071422,95 кВт

Тепловая мощность котла:

Расход топлива:

где - КПД котельного агрегата

Расход топлива на производство электроэнергии:

где W_э и W_отп - выработка и отпуск электроэнергии;

W_э^с.н. - расход электроэнергии на собственные нужды;

W_отп = W_э - W^с.н.

W_отп = 500000 - 25000

W_отп = 475000 кВт

где W^с.н. = W_э ∙ α_сн^тэс = 500000 ∙ 0,05 = 25000 кВт;

W_э^с.н. = W_э ∙ α_сн^э = 500000 ∙ 0,024 = 12000 кВт

К_э - коэффициент отнесения затрат топлива котлами на производство электроэнергии:

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

∆Q_отб = Q_сп∙(1 - ξ_сп)

где ξ_сп - коэффициент ценности теплоты:

К - коэффициент, зависящий от давления пара перед турбиной:

при Р = 240 бар К = 0,4 (7, таблица 4.1):

∆Q_отб = 14873,8 ∙ (1 - 0,75)

∆Q_отб = 3718,45 кВт

Q^э.сн_ту = Q^э_ту ∙ α^э_сн

Q^э.сн_ту =1071422,95 ∙ 0,024 = 25714,15 кВт

Q^Σ_отб = Q_сп = Q_т = 14873,8 кВт

Расход топлива на производство тепла:

В_т = В-В_э

В_т = 68,16 - 65,48 = 2,68 кг/с

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:

Удельный расход условного топлива на производство тепла:

2.8 Выбор основного оборудования

Выбор турбоустановки и котлоагрегата

Основное оборудование тепловой электрической станции выбирают на основании заданных величин электрической и тепловой нагрузок. На проектируемой станции устанавливают блоки мощностью 500 МВт с прямоточными котлами на закритические параметры пара.

Турбоустановка К-500-240-2 снабжена развитой системой регенеративного подогрева питательной воды и всережимными питательными насосами с конденсационными турбинными приводами. Кроме отборов на регенерацию, обеспечивается отпуск пара:

на теплофикационную установку;

на подогрев воздуха, подаваемого в котел;

на подогрев химически обессоленной воды.

Техническая характеристика турбоустановки приведена в таблице.

Техническая характеристика турбоустановки К-500-240

Наименование	Показатель
Тип турбины	К-500-240-2, одновальная, конденсационная, с однократным промежуточным перегревом пара и с нерегулируемыми отборами пара
Мощность генератора при полностью открытых клапанах без дополнительных отборов пара сверх регенерации, МВт	540
Параметры свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД: давление, МПа (кгс/см2) температура, оС потери давления в системе промперегрева, %	23,5 (240) 560 10
Параметры вторичного перегретого пара перед клапанами ЦСД: давление, МПа (кгс/см2) температура, оС давление в конденсаторах, кПа (кгс/см2)	36,83 (240) 565 3,5 (0,035)
Расчетная температура: охлаждающей воды, оС питательной воды, оС	12 267,35
Количество отборов пара на регенеративные подогреватели и приводные турбины питательных насосов:	9
Дополнительные отборы пара сверх отборов на регенеративные подогреватели и приводные турбины питательных насосов: на двухступенчатую теплофикационную установку при температурном графике сетевой воды 150/70 оС, МВт (38,8 Гкал/ч) на подогрев воздуха подаваемого в паровой котел, (т/ч пара при давлении 0,296 МПа) (3 гкс/см2) на подогрев 2%-ного добавка обессоленной воды в конденсаторы, (т/ч обессоленной воды)	45 (38,8) (производительность по теплоте) 35  30
Компоновка турбоустановки в машинном зале	поперечная
Высота отметки обслуживания, м (от уровня пола конденсационного помещения)	10,2
Ячейка машинного зала (пролет / ширина), м	51х48
Удельная площадь машинного зала, м2/МВт	4,54
Высота подкрановых путей, м	20,5
Промежуточные отметки обслуживания, м	0,0; 5,6
Глубина подвального помещения, м	4,2
Количество и сортамент основных паропроводов, мм: свежий пар холодный промперегрев горячий промперегрев	2х377х60 2х630х17 2х720х22

По расходу пара, необходимого турбине для нормальной работы

D_т = 390,19 кг/с = 1404,684 т/ч

выбираем и устанавливаем на каждую турбину по одному прямоточному котлу марки ПП - 1600/255 по ГОСТ 3619 - 69, заводская маркировка

ПК - 49 - 2, с производительностю 1600 т/ч = 444 кг/с, электрической мощностью 500 МВт. /3, с. 107/.

Техническая характеристика котлоагрегата приведена в таблице.

Техническая характеристика котлоагрегата ПП-1600/255

Наименование	Показатель
Давление острого пара, кгс/см2	240
Температура острого (первичного) пара, оС	560
Температура промперегрева (вторичного пара), оС	565
Температура питательной воды, оС	267,35
Температура уходящих газов, оС	131
КПД котла брутто, %	91,7
Вес металлической части котла, т	9430

Топливо - Экибастузские угли.

Установка резервных или ремонтных котлов не предусматривается.

2.9 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.

Выбор сетевого подогревателя

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

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

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)
Температура воды, оС	70/120	70/150	150
Температура пара, оС	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

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 1.9 и 1.10, /3, с. 146-147/.

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

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
Продолжение таблицы 1.10
Типоразмер	Площадь поверхности нагрева, м2	Номиналь-ный расход воды, кг/с	Защита по уровню в корусе		Регулирование уровня конденсата греющего пара
			I предел	II предел
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

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.

G_пв = 394,87 кг/с = 1421,53 т/ч

На основании вышеуказанного по таблице 6.1 (1, стр. 44) выбираем деаэрационную колонку ДП - 1600 со следующими характеристиками:

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:

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.

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 1.1) и таблице 6.4 /1/ выбираем питательный турбонасос ПТН-350-950 и пускорезервный насос с электроприводом ПЭ-500-180 с характеристиками указанными в таблице.

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
Продолжение таблицы 1.12
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

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 = Р_д · 13

Н = 7 · 1 3 = 9,1 м

D_к = 238,79 кг/с = 859,644 т/ч

Расчетная производительность конденсатного насоса:

G_к ^расч = 1,115 · D_к

G_к ^расч = 1,115 · 238,79

G_к ^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.

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

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/

Характеристики циркуляционного насоса ОП5-145

Наименование \ типоразмерОП5 -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

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 G_св = 49,57 кг/с по таблице выбираем сетевой насос СЭ 500 - 70

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

.10 Проектирование топливного хозяйства

Расход топлива на парогенератор

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определим из соотношения:

Полный расход тепла на турбоустановку:

где i_о = 3379,2 кДж/кг - энтальпия пара перед турбиной;

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

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

i^Ç_пп кДж/кг = 2979,66 кДж/кг - энтальпия пара до промперегрева;

D_пе - расход перегретого пара;

D_пп - расход пара на промперегрев;

Q^н_р = 17380 кг - низшая теплота сгорания топлива /13/

Часовой расход топлива на станции:

ВΣ = n · В = 3 · 68,16

ВΣ= 3 · 68,16 = 231,36 кг/с = 736,128 т/ч

где n - число прогенераторов.

Приемное разгрузочное устройство

На тепловых станциях, работающих на твердом топливе, применяются преимущественно два типа приемных разгрузочных устройств: со щелевыми бункерами с лопастными питателями и с вагоноопрокидывателями. Вагоноопрокидыватели используют на станциях с расходом топлива более 150 т/ч, следовательно выбираем 3 вагоноопрокидывателя, один из которых - резервный.

Вагоноопрокидыватели при ВΣ = 736,128 т/ч выбираем роторного типа.

Характеристики вагоноопрокидывателя

Наименование	Показатель
Число опрокидываний в час	30
Теоретическая производительность, т/ч	2790-1800 (60-тонные вагоны)
Мощность электродвигателя, кВт	36 х 2
Габариты, м	17 х 8,9 х 7,95 м
Вес опрокидывателя с электрооборудованием, т	132

Выбор дробилок

Для дробления топлива используются дробильные установки. Выбираем одноступенчатое дробление (угли мелких фракций 0 - 50 мм). Дробильная установка размещается в тракте топливоподачи. Перед дробилками устанавливаем электромагнитные сепараторы для улавливания метала и неподвижные наклонные колосниковые решетки для отсева мелочи (для снижения нагрузки дробилок).

Выбираем двухвалковые зубчатые дробилки марки ДДЗ - 3М.

Технические характеристики представлены в таблице

Характеристики зубчатой дробилки марки ДДЗ - 3М.

Наименование \ типоразмер	ДДЗ - 3М
Производительность, т/ч	125 - 180
размеры ротора: диаметр, мм длина, мм	900 900
Размер: исходного куска, мм получаемого, мм	до 800 0 - 150
частота вращения ротора, об/мин	36
мощность электродвигателя, кВт	25
масса, т	11,2

Дробленое топливо поступает в бункер сырого угля. Емкость бункера для данного парогенератора:

V_б = В^мах_н · τ / γ^нас_т · К_з

V_б = 245,736 · 5 / 0,85 · 0,8 = 1806,88 м³

где: В^мах_н = 245,736 т/ч - расход топлива на один парогенератор;

τ = 5 ч - число часов работы парогенератора на топливе, запасенном в бункере;

К_з = 0,8 - коэффициент заполнения бункера.

Из бункеров сырого угля топливо с помощью питателя сырого угля (ПСУ) подается в углеразмольные мельницы.

Характеристика питателя сырого угля

Наименование \ типоразмер	ПСУ
Ширина полотна, мм	1200
Длина, мм	5000
Скорость полотна, м/с	0,1 - 0,16
Требуемая мощность	1,7
Масса, т	2,7

Топливные склады

Для обеспечения электростанции топливом создают его резервные запасы:

оперативный резерв - в бункерах главного корпуса и в расходном складе;

долговременный - на резервном складе.

Для мощных ГРЭС, распологаемых вблизи (до 100 км) от угольных разрезов или крупных шахт, ёмкость склада принимается на две недели.

Топливо на складе укладывают в штабеля. Площадь, занятую штабелями, ориентировочно определяют по формуле:

F = (24 · В · n) / (h · γ · Y)

где: В = 736,128 т/ч - часовой расход топлива на станции;

n = 14 - число суток запаса топлива на складе;

h = 30 м - высота штабеля (принимаем);

γ = 0,85 т/м³ - насыпной вес топлива;

Y = 0,8 - 0,9 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса (сползания) топлива в штабеле.

F = 24 · 736,128 · 14 / (30 · 0,85 · 0,9) = 11777,3 м²

Ленточные конвейеры

Из приемного устройства твердое топливо подается в котельную двумя параллельными линиями (нитками) ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, вторая резервная.

Расчетная часовя производительность каждой нитки:

В_расч = В_сут / Т

где: Т = 21 ч - число часов подачи топлива в течении суток при круглосуточной работе топливоподачи;

В_сут = ВΣ · 24 = 736,128 · 24 = 17667,072 т/сут

В_расч = 17667,072 / 21 = 841,3 т/ч

Выбираем желобчатый тип ленты конвейера, его производительность равна:

В_л = В²· С · γ · К_α

где: В = 2 м - ширина ленты, /1, таблица 7.5/;

С = 2,5 м/с - скорость ленты, /1, таблица 7.5/;

γ = 0,85 т/м³ - насыпной вес топлива, /1, с. 61/;

К_α = 320 - коэффициент, учитывающий угол естественного откоса α = 35^о топлива на ленте, /1, таблица 7.2/

В_л = 2²· 2,5 · 0,85 · 320 = 2720 т/ч

Мощность на валу приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства:

W_б = (К₁· z · С + 2 · В_л · z + 37 · В_л · ∆Н · К_z) / (1000 · 1,36)

где: К₁ = 1200 - коэффициент, зависящий от ширины ленты, (1, таблица 7.3);

z = 60,97 м - длина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов;

Н = 35 м - высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов;

К_z = 1 - коэффициент, зависящий от длины конвейера

W_б = (1200·60,97·2,5 + 2·2720·60,97 + 37·2720·35·1) / (1000·1,36) = 2590 кВт

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции:

W_эп = К_з · W_б / η_эд · η_р

где: К_з = 1,25 - коэффициент запаса для наклонных конвейеров, (1, стр. 60);

η_эд = 0,97 - КПД электродвигателя;

η_р = 0,96 - КПД редуктора, (1, стр. 60)

W_эп = 1,25 · 2590 / 0,97 · 0,96 = 3476,7 кВт

Выбор схемы и механизмов системы пылеприготовления

Тип системы пылеприготовления определяется видом топлива. Для каменных углей и антрацита применяется система с шаровыми барабанными мельницами. На каждый парогенератор устанавливаем по две мельницы.

Расчетная производительность мельницы:

,1 · В_рас / (n · К_ло)

где: n = 2 - количество мельниц на котел;

К_ло = 1,4 - коэффициент размолоспособности для Экибастузских углей, (3, стр. 19)

,1 · 841,3 / (2 · 1,4) = 330,51 т/ч

По таблице 7.8 /1/ выбираем мельницы типа ШБМ 400 / 1000 (Ш - 70)

Характеристика углеразмольной мельницы типа ШБМ 400 / 1000 (Ш - 70)

Наименование \ типоразмер	ШБМ 400 / 1000 (Ш - 70
Производительность по АШ, т/ч	70
Диаметр барабана, мм	4000
Длина барабана, мм	10000
Число оборотов барабана, об/мин	17,14
Мощность главного электродвигателя, кВт	2460
Предельная шаровая нагрузка, т	138
Вес мельницы без вспомогательного оборудования, шаров, смазки, т	246,5

Дутьевые вентиляторы и дымососы

При выборе производительности дутьевого вентилятора количество холодного воздуха, засасываемого этим вентилятором, подсчитывается по формуле:

V_вен = 1,05 В_р· V^о · (α_т - ∆α_т - ∆α_пп + ∆α_в) · (t_хв + 273) / 273

где: В_р = 68,16 кг/с - расход топлива на парогенератор;

V^о = 4,2 м³/кг - теоретическое количество воздуха для сжигания 1 кг топлива, (8. таблица 11/;

α_т = 1,2 - коэффициент избытка воздуха на выходе из топки, /1, с. 71/;

∆α_т = 0,1 - присос воздуха в топке;

∆α_пп = 0 - присосы воздуха в системе пылеприготовления,

/1, таблица 7.12/;

∆α_в = 0,05 - относительная утечка воздуха в трубчатых воздухоподогревателях, /1, с. 71/;

t_хв = 30 ^оС - температура холодного воздуха, /1, с. 71/

V_вен = 1,05 · 68,16 · 4,2 · (1,2 - 0,1 - 0 + 0,05) · (30 + 273) / 273 = 383,66 м³/с

V_д = В_р· [V^о₂ + (α_д - 1) · V^о] · (t_д + 273) / 273

где V^о₂ = 4,56 м³/кг - теоретический объем продуктов сгорания,

α_д = 2,4 - коэффициент избытка воздуха перед дымососом;

t_д = 150 ^оС - температура газов перед дымососом

V_д = 68,16 · [4,56 + (2,4 - 1) · 4,2] · (150 + 273) / 273 = 1102,57 м³/с

Расчетный напор вентилятора:

Н_вен = 1,1 · ΣН_{пот в} = 1,1 · 5 = 5,5 кПа

Расчетный напор дымососа:

Н_д = 1,1· ΣН_{пот д} = 1,1· 4 = 4,4 кПа

где ΣН_пот - суммарный перепад давлений по воздушному и газовому тракту с учетом самотяги вертикальных участков. Обычно ΣН_пот = 3 - 7 кПа для вентиляторов и 2 - 4 кПа для дымососов /1, с. 72/

 

Характеристика дутьевого вентилятора ВДН - 24 х 2 - 11у

Наименование \ типоразмер	ВДН - 24 х 2 - 11у
Производительность, м3/ч	500 / 400
полное давление, кПа	3620 / 2550
Температура газа, оС	30
КПД вентилятора%	84
Частота вращения, об/мин	735 / 590
Мощность, кВт	650 / 290

 Характеристика дымососа ДОД - 43

Наименование \ типоразмерДОД - 43
Производительность, м3/ч	1335 / 1520
Полное давление, кПа	3500 / 4100
Температура газа, оС	100
КПД вентилятора, %	82,5
Частота вращения, об/мин	370
Мощность, кВт	1570 / 2500

2.11 Водоснабжение ТЭС

Тепловые электрические станции являются крупными потребителями воды. Наибольшее количество технической воды на ТЭС требуется для конденсации пара в конденсаторах турбин (до 92 - 94% на КЭС). Для турбины К - 500 - 240 эти расходы составляют 52000 м³/ч, /4, с. 455/. Расходы технической воды на другие нужды (в процентах от расхода ее охлаждение пара в конденсаторе) следующие:

,5 - 4,0% на охлаждение газа и воздуха электрогенератора и электродвигателей;

,2 - 2,5% на охлаждение масла турбин и вспомогательных механизмов;

,3 - 0,8% на охлаждение подшипников;

,1 - 0,4% на гидротранспорт золы и шлака;

,04 - 0,12% на восполнение потерь пара и конденсата.

Кроме этого техническая вода используется для пожарного водоснабжения, гидроуборки. Сырая вода для химической водоотчистки электростанции обычно поступает из системы технического водоснабжения.

Проектируемая КЭС строится в Северном Казахстане, г. Экибастуз. Техническая вода берется из пруда - охладителя. Вода подается на станцию с помощью береговой насосной станции, проходит через конденсаторы турбин и сливается в отводящий канал.

G_цв = 50 · D_т · n

G_цв = 50 · 390,2 · 3 = 58530 кг/с

где: n = 3 - количество блоков.

Расход на масло и газоохлаждение:

G_мас = 2 · D_т · n

G_мас = 2 · 390,2 · 3 = 2341,2 кг/с

Расход на охлаждение подшипников:

G_под = 0,3 · D_т · n

G_под = 0,3 · 390,2· 3 = 351,18 кг/с

Расход воды на питание котлов:

G_подп = G_хов· n (1.100)

G_подп = 8,58 · 3 = 25,74 кг/с

Расход воды на золоудаление:

G_зол = М_зол · n (1.101)

G_зол = 88,298 · 3 = 264894 кг/с

Расход воды на хозяйственные нужды:

G_хоз = 0,05 · D_т · n (1.102)

G_хоз = 0,05 · 390,2 · 3 = 58,53 кг/с

Расход воды на подпитку теплосети:

G_тепл = 0,2 · G_сп

 

G_тепл = 0,2 · 6,37 = 1,274 кг/с

Общий расход воды на электростанции:

G_цирк= G_цв + G_мас + G_под + G_подп + G_зол + G_хоз + G_тс

G_цирк = 58530 + 2341,2 + 351,18 + 25,74 + 264894 + 58,53 + 1,274

G_цирк = 326201,924 кг/с = 326,202 т/с

3. Общая часть

.1 Требования к компоновке зданий и сооружений на площадке электростанции

При разработке компоновки главного корпуса необходимо обеспечить:

а) надежность и бесперебойность, экономичность эксплуатации, безопасные условия работы персонала;

б) возможность быстрого и качественного проведения ремонтов оборудования;

в) быстрое и дешевое сооружение электростанции и увеличение ее мощности.

Компоновка главного корпуса должна, по возможности, легко осуществить технологическую схему станции.

При рациональной компоновке главного корпуса определяющими факторами являются:

а) взаимное размещение котло- и турбоагрегатов;

б) системы топливоподачи, пылеприготовления, золоулавливания, тягодутьевого оборудования, золоудаления для котельной;

в) техническое водоснабжение, система регенеративного подогрева питательной воды, размещение питательных насосов, сетевой подогревательной установки и вспомогательного оборудования турбин;

г) выбор места размещения щитов управления основного и вспомогательного оборудования главного распредустройства, а также распредустройства собственных нужд.

Компоновка главного корпуса зависит от типа проектируемой ТЭЦ, мощности начальных параметров, назначении станции, района и т.д.

3.2 Разработка компоновки главного корпуса

Компоновка представлена на листе 3 графической части. Главный корпус КЭС состоит из котельного и турбинного отделений, разделенных бункерно-деаэраторной «этажеркой».

В котельном отделении котлоагрегат расположен фронтом в сторону турбинного цеха. Такой вариант расположения уменьшает протяженность котельного цеха.

Пролет котельного отделения - 42 м, деаэраторной «этажерки» - 12 м, продольный шаг основных колонн главного корпуса - 12 м, деаэраторной «этажерки» - 5 м.

В котельном отделении, исходя из условий крупноблочного монтажа, предусмотрено два мостовых крана грузоподъемностью 50/10 т каждый. Монтаж хвостовых поверхностей ведется одним мостовым краном грузоподъемностью 50/10 т.

Машинный зал разделяется по высоте на два помещения: в верхнем устанавливают турбоагрегат, в нижнем - конденсационном - размещают фундамент турбоагрегата, конденсаторы и вспомогательное оборудование, регенеративные и сетевые подогреватели, питательные, дренажные и циркулирующие насосы.

Под полом конденсационного помещения предусмотрено устройство подвала глубиной 3 м, до низа фундаментов под турбоагрегаты и колонны помещения, в котором размещены конденсатные насосы, прокладывают электрокабели и другие линии электрокоммуникаций.

Между верхним и конденсационным помещениями сплошного перекрытия нет, это позволяет обслуживать мостовыми кранами не только турбоагрегат, но и вспомогательное оборудование. Вокруг турбоагрегата устраивают площадки обслуживания, соединенные переходами. Турбины располагаются поперек здания, преимуществом поперечной компоновки является простой подвод пара к турбинам и уменьшение протяженности турбинного цеха.

3.3 Разработка генерального плана

Генеральный план представлен на листе 2 графической части. Здания и сооружения на генеральном плане размещаются в соответствии с их технической и технологической взаимоувязкой, соблюдением санитарных норм и пожарных норм.

Для возможности введения в эксплуатацию одновременно трех блоков предусматривается один главный корпус, объединяющий в себе три блока. Имеются автомобильные и железные дороги. Основными производственными и вспомогательными сооружениями КЭС, использующими твердое топливо, включенными в генплан, являются:

главный корпус, внутри которого располагаются котельное и турбинное отделения, помещения для деаэраторов, щиты управления, оборудование пылеприготовления, бункеры угля и пыли;

топливоподача, состоящая из разгрузочного устройства, дробильного помещения, эстакад для транспортеров;

склад топлива;

распределительное устройство генераторного напряжения, повышающие трансформаторы и распределительное устройство, обычно открытого типа (ОРУ);

дымовые трубы;

химводоочистка;

система технического водоснабжения;

система золоулавливания и шлакоудаления с золоотвалами;

мазутное хозяйство;

здания и сооружения подсобного назначения (мастерские, гаражи, склады, пожарные охраны, железнодорожные пути, автомобильные дороги, устройства водоснабжения, канализации, брызгальный бассейн, распределительные устройства и ряд других сооружений.

На генплане КЭС рядом с основной территорией предусматривается место для строительно-монтажных работ, на котором выполняют сборку железобетонных конструкций зданий. По отношению к ближайшему жилому району КЭС располагается с подветренной стороны для господствующих ветров и отдаляется от границ жилых домов защитной зоной.

В случае увеличения сверхпроектной мощности КЭС ввиду постоянного роста электрической и тепловой нагрузок района электростанции, главное здание размещается так, чтобы оно могло свободно расширятся в сторону одного из торцов.

Между зданиями, сооружениями и установками на генплане предусматриваются необходимые резервы и проезды.

К помещениям котельного цеха и машинного отделения, к сливному устройству мазутного хозяйства, складам топлива обеспечивается подвод железнодорожных и автомобильных дорог.

Основной въезд и вход на территорию электростанции организуется со стороны постоянного торца главного здания.

Все электрическое хозяйство располагается со стороны машинного зала на максимально возможном от него расстояния с целью сохранения соединений между ними.

Топливное хозяйство КЭС располагается со стороны помещения котельного отделения, склады топлива выносятся за пределы ограды. Территория КЭС связывается сетью автомобильных дорог и должна иметь два выезда - основной и запасный, внутри территории автомобильные дороги подводятся ко всем зданиям и сооружениям.

Заключение

Целью дипломного проекта явилось проектирование мощной электрической станции мощностью 1500 МВт с блоками К - 500 - 240.

Были произведены расчеты:

технико-экономических показателей электростанции;

тепловой расчет принципиальной тепловой схемы;

расчет топливного хозяйства КЭС.

Также были рассмотрены вопросы охраны окружающей среды и безопасности проектируемого объекта.

Выгодность строительства данной электростанции следует из того, что сопоставление технико-экономических показателей основного оборудования КЭС с другим составом оборудования подтверждает экономическую эффективность производства энергии на рассматриваемой станции.

Список использованных источников

1 А.П. Цыганок, С.А. Михайленко «Проектирование тепловых электрических станций». Красноярск, 1991 г.

С.Л. Ривкин, А.А. Александров «Теплофизические свойства воды и водяного пара» - М.: Энергия, 1980 г.

В.Я. Рыжкин «Тепловые электрические станции» - М.: Энергоатомиздат, 1987 г.

В.А. Григорьев, В.М. Зорин «Тепловые и атомные электрические станции» Справочник. Книга 3 - М.: Энергоатомиздат, 1989 г.

А.М. Лесников, Б.В. Яковлев «Тепловые электрические станции» Минск: Высшая школа, 1978 г.

В.Н. Саввин «Паровая турбина К - 500 -240 ХТГЗ» М.: - Энергоатомиздат, 1984 г.

А.П. Цыганок «Тепловые электрические станции». Учебное пособие КГТУ: Красноярск, 1997 г.

Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) под редакцией Н.В. Кузнецова и др. - М.: Энергия, 1973 г.

Справочник по пыле - и золоулавливанию. Под общей редакцией А.А. Русанова - М.: Энергоатомиздат, 1983 г.

Д.П. Елизаров «Тепло-эенергетические установки электростанций» Учебник для вузов М.: Энергоиздат, 1982 г.

Электронный справочник по определению физических свойств теплоносителей. Версия 6.2.: Красноярск, КГТУ, 1995-2003 г. Group ENEK, кафедра ТЭС, ауд. Д-201, аудитория Д-211

З.Г. Емелина, Д.В. Емелин «Безопасность жизнедеятельности» Учебное пособие. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000 г.

FuelDataBace v. 1.5 Электронный справочник по топливу