Проект КЭС 1500 МВт. Курсовая работа (т). Физика.
💣 👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Проект КЭС 1500 МВт
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
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 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 :
U А
- амортизация основных производственных фондов;
U ТР
- расходы на ремонт основных фондов;
Число часов фактической
работы турбоагрегата, т.е. календарное время за вычетом времени простоя в
капитальном и текущем ремонте, час/год :
где Т РЕМ
- время простоя в ремонте, ч ,
Выработка электроэнергии
на ТЭС, МВт ч :
где N УСТ
- установленная мощность станции, МВт ;
Т УСТ
- число часов использования установленной мощности, ч .
Средняя нагрузка
электростанции, МВт :
где Т Р
- число часов фактической работы, ч .
Среднегодовая нагрузка
энергоблока, МВт:
Годовой расход топлива
блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установленном режиме, т
у.т./год :
где b XX - удельный расход
условного топлива на холостой ход агрегата, т у.т./МВт ч. ;
b 1 и b 2 - 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 :
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.
Для приближённых
расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн.
руб./год :
Ф ЗП
- средняя зарплата одного работника за год;
Размер амортизационных
отчислений, млн. руб./год :
где H A - средняя норма амортизации станции
в целом;
К
- капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год :
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.
где Н ТР
- норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС
общестанционные и
общецеховые расходы;
расходы по охране труда
и технике безопасности;
Их величина принимается
20 - 30% от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом
единого социального налога, млн. руб./год :
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:
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 :
где а СН
- коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции.
Себестоимость отпущенной
энергии, руб./кВт ч :
Себестоимость
выработанной энергии, руб./кВт ч :
Удельный расход
условного топлива на выработанный кВт ч, кг у.т./кВт ч :
Удельный расход
условного топлива на отпущенный кВт ч, кг у.т./кВт ч :
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
Число часов фактической работы турбоагрегата, час
Выработка установленной мощности на КЭС, МВт* ч
Средняя нагрузка электростанции, МВт
Потери топлива в неустановишемся режиме, т у.т./год
Расходы по оплате труда, млн. руб./год
Амортизационные
отчисления, млн. руб./год
Расходы по ремонтному обслуживанию, 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
Число часов использования установленной мощности, ч./год
Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт ч, кг
у.т./кВт ч
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт ч, кг
у.т./кВт ч
Себестоимость единицы электроэнергии: а) выработанной, руб./кВт
ч б) отпущенной, руб./кВт ч
Удельные капитальные вложения, млн. руб./МВт
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 :
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. :
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;
К
- стоимость строительства станции, млн. руб .
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
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности - кап. вложения
(К)
2) Денежный поток по основой деятельности: - амортизационные
отчисления - доход в форме прибыли по отпущенной эл/энергии
Поскольку период окупаемости
превышает 10 лет, то выполним расчёт при повышенном уровне рентабельности
производства электроэнергии (Таблица 1.4)
Таблица 1.4. Срок
окупаемости капитальных вложений при условии увеличения рентабельности
производства электроэнергии
1) Денежный поток по инвестиционной деятельности - кап. вложения
(К)
2) Денежный поток по основой деятельности: - амортизационные
Отчисления - доход в форме прибыли по отпущенной эл./энергии
4) Коэффициент дисконтирования 10,9090,8260,7510,6830,6200,5640,5130,4660,4240,385
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.
.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 о С; t пп = 565 о С; Р к =
0,035 бар
Число отборов - 9, (6, стр. 10,
таблица 1.5). Давление в отборах:
Потеря давления пара в промперегреве:
ΔР пп = 9,05%
Коэффициент расхода пара на
собственные нужды машинного отделения:
Коэффициент расхода пара на
собственные нужды котельного отделения:
Внутристанционные потери конденсата:
α ут = 1,1%.
Температурный график сети в
расчетном режиме:
2.2 Построение процесса
расширения на i - s диаграмме
Начальное давление пара: Р о
= 240 бар
Температура острого пара: t о = 560 о С
Температура промперегрева: t пп = 565 о С
Находим по i-s диаграмме точку А о . С
учетом потерь пара в регулирующих клапанах ЦВД параметры пара изменятся:
При действительном процессе
расширения энтальпию в точке В определим:
i B = i Ао - (i Ао - i B о ) · η цвд о i
где по Р ' о и t о точки А ! определим энтропию точек S А ! и S Во , затем по S Во и Р 2
определим i B о = 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%:
Энтальпию пара после промперегрева
определим по давлению Р пп = 34,99 бар и температуре t пп = 565 о С:
При действительном процессе
расширения энтальпию в точке D определим:
i D = i C - (i C - i D о ) · η ц c д о i
где по Р ' с и t пп точки С ! определим энтропию точек S С ! и S D о , затем по S D о и Р 6
определим i D о = 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:
i Е = i D - (i D - i E о ) ·η цнд о i
где по Р ' д и i D точки D ! определим энтропию S D ! и S E о , затем по S E о 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:
где Р 1 = 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 о С
- 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 о С
Энтальпия питательной воды на
выходе:
где С в = 4,186 - удельная
теплоемкость воды
¯t пв = 267,35 · 4,186 =
1119,1 кДж/кг
i 1 = 3011,32 кДж/кг - по i-S диаграмме
Использованный теплоперепад на
турбине:
i 1 - энтальпия греющего
пара из отбора
h = 3379,2 - 3011,32 = 367,88 кДж/кг
2.4 Расчет сетевой
подогревательной установки
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 о С - 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);
2.5 Определение
предварительного расхода пара на турбину
Коэффициент недоиспользования
мощности отопительных отборов
где H i = 1675,11 кДж/кг - теплоперепад,
срабатываемый турбиной;
h от
= 976,55 кДж/кг - теплоперепад, срабатываемый отбором
где К рег =
1,27 - коэффициент регенерации, (задаёмся его значением с последующим
уточнением);
η эм
= 0,98 - электромеханический КПД турбины.
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:
где ˉt пв1 и ˉt пв2
- энтальпии пит. воды на выходе и входе ПВД-1, (таблица 1.1)
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).
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):
где ∆Р пн = (Р о
- Р д + 1) = (340 · 1,4 - 7 + 1) = 334 бар - давление воды в
питательном насосе;
V ср = 0,001108 м 3 /кг
- удельный объём воды при Р д = 7 бар и t д = 164,95 о С;
η пн = 0,75 - КПД
питательного насоса
∆¯t пв = 334 · 10 2 · 0,001108 / 0,75 = 49,34 кДж/кг
Энтальпия воды за питательным
насосом:
где ¯t д1 - энтальпия конденсата
греющего пара после деаэратора (таблица 1.1)
¯t пв = 697,05 + 49,34 =
746,39 кДж/кг
D 1 + D 2 + D 3 + D д + D ок = G пв + G ут (1.48)
,47 + 40,062 + 9,52 + D д + D ок = 394,87 + 3,9019
(D 1 + D 2 + D 3 ) · ¯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 · (329,72 - D ок ) + 616,97D ок = 218548,85
,7416 - 3198,78D ок + 616,97 D ок = 218548,85
Пар из 4-го отбора идёт на деаэратор
и турбопривод.
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,
D пп
= D т - D 1
- D 2 = 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:
Расход топлива на
производство электроэнергии:
где W э и W отп
- выработка и отпуск электроэнергии;
W э с.н.
- расход электроэнергии на собственные нужды;
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:
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 э.сн ту
=1071422,95 ∙ 0,024 = 25714,15 кВт
Расход топлива на
производство тепла:
Удельный расход
условного топлива на производство электроэнергии:
Удельный расход
условного топлива на производство тепла:
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 подогрев воздуха,
подаваемого в котел;
на подогрев химически
обессоленной воды.
Техническая
характеристика турбоустановки приведена в таблице.
Техническая
характеристика турбоустановки К-500-240
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
Параметры свежего пара перед стопорными клапанами ЦВД: давление,
МПа (кгс/см 2 ) температура, о С потери давления в системе
промперегрева, %
Параметры вторичного перегретого пара перед клапанами ЦСД:
давление, МПа (кгс/см 2 ) температура, о С давление в
конденсаторах, кПа (кгс/см 2 )
Расчетная температура: охлаждающей воды, о С
питательной воды, о С
Количество отборов пара на регенеративные подогреватели и
приводные турбины питательных насосов:
Дополнительные отборы пара сверх отборов на регенеративные
подогреватели и приводные турбины питательных насосов: на двухступенчатую теплофикационную
установку при температурном графике сетевой воды 150/70 о С, МВт
(38,8 Гкал/ч) на подогрев воздуха подаваемого в паровой котел, (т/ч пара при
давлении 0,296 МПа) (3 гкс/см 2 ) 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
Высота отметки обслуживания, м (от уровня пола конденсационного
помещения)
Ячейка машинного зала (пролет / ширина), м
Удельная площадь машинного зала, м 2 /МВт
Промежуточные отметки обслуживания, м
Количество и сортамент основных паропроводов, мм: свежий пар
холодный промперегрев горячий промперегрев
По расходу пара, необходимого
турбине для нормальной работы
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
Температура острого (первичного) пара, о С
Температура промперегрева (вторичного пара), о С
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.
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 о С.
Выбираем теплофикационную установку
с расчетным пропуском воды 250 т/ч и характеристикой, приведенной в таблице.
Характеристика теплофикационной
установки
Рабочее давление воды в трубной системе, МПа (кгс/см 2 )
Рабочее давление пара в корпусе, МПа (кгс/см 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 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)
Характеристики регенеративных
подогревателей для турбины К - 500 - 240 - 2
Рабочее давление по водяной стороне, МПа
Защита от повышения уровня в корусе
Регулирование уровня конденсата греющего пара
Отключение всех ПВД по пару и питательной воде, открытие
обводной линии.
Отключение турбины, останов питательных насосов
Автоматическое, электронные регуляторы
Регулирование уровня конденсата греющего пара
Автоматическая групповая светозвуковая сигнализация, отключение
ПНД по пару и конденсату, открытие свободной конденсатной линии.
Автоматическое, электронные регуляторы
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.
На основании вышеуказанного по
таблице 6.1 (1, стр. 44) выбираем деаэрационную колонку ДП - 1600 со следующими
характеристиками:
Характеристики деаэрационной колонки
ДП-1600
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 м 3 . Высотная отметка оси бака
деаэратора - 30,9 м, высота установки деаэраторных баков обеспечивает на всасе
бустерных насосов необходимый подпор, предотвращающий вскипание воды.
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
ПН - 950 - 350 центробежный, многоступенчатый, горизонтальный
ПН - 950 - 350 центробежный, многоступенчатый, горизонтальный
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:
Расчетная производительность
конденсатного насоса:
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.
Дополнительный кавитационный запас, м
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 м 3 .
Выбираем береговую насосную станцию
и 4 насоса по таблице 6.6 /1/
Характеристики циркуляционного
насоса ОП5-145
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
.10 Проектирование
топливного хозяйства
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;
Q н р = 17380 кг - низшая теплота сгорания топлива /13/
ВΣ=
3 · 68,16 = 231,36 кг/с = 736,128 т/ч
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.
Теоретическая производительность, т/ч
Вес опрокидывателя с электрооборудованием, т
Для дробления топлива используются
дробильные установки. Выбираем одноступенчатое дробление (угли мелких фракци
Похожие работы на - Проект КЭС 1500 МВт Курсовая работа (т). Физика.
Филатова Диссертация
Контрольная работа: Отсылочные нормы в Федеральном Конституционном законе о Конституционном суде РФ
Духовна Культура Як Спосіб Самореалізації Людини Реферат
Реферат: Comparison Of Mansfield Park And Metropolitan Essay
Ответ на вопрос по теме Вопросы к гос. экзамену по дисциплине "Математика – Алгебра"
Дипломная работа по теме Маркетинговая деятельность ОАО 'Волгодонской рыбокомбинат'
Реферат На Тему Органы Предварительного Расследования
Реферат: Гранаты из алмазоносных пород Кокчетавского комплекса и кимберлитовых ассоциаций
Сочинение На Тему Уроки Природы
Техника Многоскоки Реферат
Дипломная работа по теме Методические основы уровневой дифференциации при обучении алгебре в классах с углубленным изучением ...
Конспекты лекций: Вскармливание
Реферат: 810-е до н. э.
Реферат: Издержки производства и прибыль предприятий. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная работа: Управление трудовыми ресурсами на предприятии. Скачать бесплатно и без регистрации
Дипломная Синергия
Реферат На Тему Автомобили Оао Автоваз Кратко
Эссе В Руке Девушки Фото
Реферат: Роль финансов в социально-экономическом развитии общества
Мировой Опыт Использования Отходов Реферат
Реферат: Поведение человека в аварийных ситуациях 2
Курсовая работа: Расчет режимов резания при растачивании
Реферат: Профилактическая деятельность социального педагога