Проект КЭС 1500 МВт

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

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. 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 UТ — затраты на топливо;

UЗП — расходы на оплату труда;

UА — амортизация основных производственных фондов;

UТР — расходы на ремонт основных фондов;

UПР — 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 ТРЕМ — время простоя в ремонте, ч,

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (1. 3)

где NУСТ — установленная мощность станции, МВт;

ТУСТ — число часов использования установленной мощности, ч.

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

, (1. 4)

где ТР — число часов фактической работы, ч.

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

, (1. 5)

где nБЛ — число блоков

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

, (1. 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:

, (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 nУ — штатный коэффициент;

ФЗП — средняя зарплата одного работника за год;

Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб. /год:

, (1. 11)

где HA — средняя норма амортизации станции в целом;

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

, (1. 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.

Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб. /год:

, (1. 13)

где НТР — 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 аСН — 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

3ЧК — 500

5ЧК — 300

Число часов использования установленной мощности, ч. /год

7500

7500

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч

11 250 000

11 250 000

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч

10 800 000

10 687 500

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

15,24 021

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 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. :

, (1. 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.

, (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)

15 248

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

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

-15 248

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

-15 248

1699,012

1543,877

1403,694

1276,595

1158,842

1054,172

958,848

871,001

792,498

719,604

6) ЧДД нарастающим

итогом

-15 248

-13 548,988

-12 005,112

-10 601,417

-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)

15 248

-

-

-

-

-

-

— -

-

-

-

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

— 15 248

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

— 15 248

2288,044

2079,125

1890,342

1719,179

1560,602

1419,644

1291,272

1172,969

1067,25

969,084

6) ЧДД нарастающим

итогом

— 15 248

-12 959,956

-10 880,832

-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 1.1.

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.

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

Р'о = 240 · 0,949 = 227,76 бар

При действительном процессе расширения энтальпию в точке В определим:

iB = iАо — (iАо — iBо) · зцвдоi

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

Рс = 40,7 · 0,905 = 36,83 бар

Р'с = Рс · зцсддр

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

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

Р'D = 2,9 · 0,97 = 2,8 бар

Энтальпию в точке Е находим:

iЕ = iD — (iD — iEо) ·зцндоi

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

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)

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

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

где iо — 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 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:

Расход пара на сетевой подогреватель СП-1:

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:

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

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

Расход пара на турбину:

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

зэм = 0,98 — электромеханический КПД турбины.

2.6 Расчет регенеративной схемы

Расчет подогревателей высокого давления (ПВД)

Производительность парогенератора, брутто:

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

Расход пара на собственные нужды котельного отделения:

Расход питательной воды:

Gпв = Dбрпг = 394,87 кг/с

Расход пара на ПВД — 1:

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

Расход пара на ПВД-2:

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:

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

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

Vср = 0,1 108 м3/кг — удельный объём воды при Рд = 7 бар и tд = 164,95 оС;

зпн = 0,75 — КПД питательного насоса

?Їtпв = 334? 102? 0,1 108 / 0,75 = 49,34 кДж/кг

Энтальпия воды за питательным насосом:

Їtпв = Їtд1 + ?Їtпв

где Їtд1 — энтальпия конденсата греющего пара после деаэратора (таблица 1. 1)

Їtпв = 697,05 + 49,34 = 746,39 кДж/кг

Gут = бут? Dт

Gут = 0,01 · 390,19 = 3,9019 кг/с.

Материальный баланс деаэратора:

D1 + D2 + D3 + Dд + Dок = Gпв + Gут (1. 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

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

59 415,102 + 3198,78 Dд + 616,97 Dок = 277 963,95

3198,78 Dд + 616,97 Dок = 218 548,85

Решаем совместно два уравнения:

Dд = 329,72 — Dок

3198,78 Dд + 616,97 Dок = 218 548,85

3198,78 · (329,72 — Dок) + 616,97Dок = 218 548,85

1 054 701,7416 — 3198,78Dок + 616,97 Dок = 218 548,85

2581,8 Dок = 836 152,8916

Dок = 323,864 кг/с

Dд = 5,856 кг/с

Определим Dхов:

Dхов = Gут + Dкосн

Dхов = 3,9 + 4,68 = 8,58 кг/с

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

Найдём D4:

D4 = Dд + Dтп

где Dтп = 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 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:

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии:

Qэту = Qту — Qсп

Qэту = 1 086 296,75 — 14 873,8

Qэту = 1 071 422,95 кВт

Тепловая мощность котла:

Расход топлива:

где — КПД котельного агрегата

Расход топлива на производство электроэнергии:

где Wэ и Wотп — выработка и отпуск электроэнергии;

Wэс.н.  — расход электроэнергии на собственные нужды;

Wотп = Wэ — Wс.н.

Wотп = 500 000 — 25 000

Wотп = 475 000 кВт

где Wс.н. = Wэ • бснтэс = 500 000 • 0,05 = 25 000 кВт;

Wэс.н. = Wэ • бснэ = 500 000 • 0,024 = 12 000 кВт

Кэ — коэффициент отнесения затрат топлива котлами на производство электроэнергии:

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

?Qотб = Qсп•(1 — осп)

где осп — коэффициент ценности теплоты:

К — коэффициент, зависящий от давления пара перед турбиной:

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

?Qотб = 14 873,8 • (1 — 0,75)

?Qотб = 3718,45 кВт

Qэ. снту = Qэту • бэсн

Qэ. снту =1 071 422,95 • 0,024 = 25 714,15 кВт

QУотб = Qсп = Qт = 14 873,8 кВт

Расход топлива на производство тепла:

Вт = В-Вэ

Вт = 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

51×48

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

2х377×60

2х630×17

2х720×22

По расходу пара, необходимого турбине для нормальной работы

Dт = 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 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.

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

400

164

Число ходов воды, шт.

4

4

-

Расход сетевой воды, т/ч

725

400

-

Сортамент труб, мм

19х1

25×2,5

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, 16×1,2 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.

Gпв = 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

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 = Рд? 13

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

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.

Наименование типоразмер

КсВ 1600 — 90

Подача, м3

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 — 51 800 м3.

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

Характеристики циркуляционного насоса ОП5−145

Наименование типоразмер

ОП5 -145

Производительность, м3

25 550 — 42 500

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 Gсв = 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

2. 10 Проектирование топливного хозяйства

Расход топлива на парогенератор

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определим из соотношения:

Полный расход тепла на турбоустановку:

где iо = 3379,2 кДж/кг — энтальпия пара перед турбиной;

?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;

Dпе — расход перегретого пара;

Dпп — расход пара на промперегрев;

Qнр = 17 380 кг — низшая теплота сгорания топлива /13/

Часовой расход топлива на станции:

ВУ = n? В = 3? 68,16

ВУ= 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 ВУ = 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

17×8,9×7,95 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 — 3 М.

Технические характеристики представлены в таблице

Характеристики зубчатой дробилки марки ДДЗ — 3 М.

Наименование типоразмер

ДДЗ — 3 М

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:

Vб = Вмахн? ф / гнаст? Кз

Vб = 245,736? 5 / 0,85? 0,8 = 1806,88 м3

где: Вмахн = 245,736 т/ч — расход топлива на один парогенератор;

ф = 5 ч — число часов работы парогенератора на топливе, запасенном в бункере;

Кз = 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? г? 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);

г = 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) = 11 777,3 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:

Врасч = Всут / Т

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

Всут = ВУ? 24 = 736,128? 24 = 17 667,072 т/сут

Врасч = 17 667,072 / 21 = 841,3 т/ч

Выбираем желобчатый тип ленты конвейера, его производительность равна:

Вл = В2? С? г? Кб

где: В = 2 м — ширина ленты, /1, таблица 7. 5/;

С = 2,5 м/с — скорость ленты, /1, таблица 7. 5/;

г = 0,85 т/м3 — насыпной вес топлива, /1, с. 61/;

Кб = 320 — коэффициент, учитывающий угол естественного откоса б = 35о топлива на ленте, /1, таблица 7. 2/

Вл = 22? 2,5? 0,85? 320 = 2720 т/ч

Мощность на валу приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства:

Wб = (К1? z? С + 2? Вл? z + 37? Вл? ?Н? Кz) / (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;

Кz = 1 — коэффициент, зависящий от длины конвейера

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

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции:

Wэп = Кз? Wб / зэд? зр

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

зэд = 0,97 — КПД электродвигателя;

зр = 0,96 — КПД редуктора, (1, стр. 60)

Wэп = 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:

1,1? Врас / (n? Кло)

где: n = 2 — количество мельниц на котел;

Кло = 1,4 — коэффициент размолоспособности для Экибастузских углей, (3, стр. 19)

1,1? 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

10 000

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:

Vвен = 1,05 Вр? Vо? (бт — ?бт — ?бпп + ?бв)? (tхв + 273) / 273

где: Вр = 68,16 кг/с — расход топлива на парогенератор;

Vо = 4,2 м3/кг — теоретическое количество воздуха для сжигания 1 кг топлива, (8. таблица 11/;

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

т = 0,1 — присос воздуха в топке;

пп = 0 — присосы воздуха в системе пылеприготовления,

/1, таблица 7. 12/;

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

tхв = 30 оС — температура холодного воздуха, /1, с. 71/

Vвен = 1,05? 68,16? 4,2? (1,2 — 0,1 — 0 + 0,05)? (30 + 273) / 273 = 383,66 м3

Расчетная производительность дымососа:

Vд = Вр? [Vо2 + (бд — 1)? Vо]? (tд + 273) / 273

где Vо2 = 4,56 м3/кг — теоретический объем продуктов сгорания,

бд = 2,4 — коэффициент избытка воздуха перед дымососом;

tд = 150 оС — температура газов перед дымососом

Vд = 68,16? [4,56 + (2,4 — 1)? 4,2]? (150 + 273) / 273 = 1102,57 м3

Расчетный напор вентилятора:

Нвен = 1,1? УНпот в = 1,1? 5 = 5,5 кПа

Расчетный напор дымососа:

Нд = 1,1? УНпот д = 1,1? 4 = 4,4 кПа

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

Характеристика дутьевого вентилятора ВДН — 24×2 — 11у

Наименование типоразмер

ВДН — 24×2 — 11у

Производительность, м3

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 типоразмер

ДОД — 43

Производительность, м3

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 52 000 м3/ч, /4, с. 455/. Расходы технической воды на другие нужды (в процентах от расхода ее охлаждение пара в конденсаторе) следующие:

2,5 — 4,0% на охлаждение газа и воздуха электрогенератора и электродвигателей;

1,2 — 2,5% на охлаждение масла турбин и вспомогательных механизмов;

0,3 — 0,8% на охлаждение подшипников;

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

0,04 — 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.

Gцв = 50? Dт? n

Gцв = 50? 390,2? 3 = 58 530 кг/с

где: n = 3 — количество блоков.

Расход на масло и газоохлаждение:

Gмас = 2? Dт? n

Gмас = 2? 390,2? 3 = 2341,2 кг/с

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой