Дипломная работа на тему "Проектирование ГРЭС"

ГлавнаяФизика → Проектирование ГРЭС




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Проектирование ГРЭС":


Содержание

Введение

1 Экономическая часть

1.1 Актуальность темы дипломного проекта

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой ГРЭС

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

1.4 Расчёт срока окупаемости станции

2 Основная часть

2.1 Исходные данные

2.2 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

2.3 Определение давления в нерегулируемых отборах пара на сетевые подогреватели

2.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

2.5 Определение параметров по элементам схемы

2.6 Расчет установки по подогреву сетевой воды

2.7 Определение предварительного расхода пара на турбину

2.8 Баланс пара и воды

2.9 Расчет регенеративной схемы

2.10 Составление теплового и материального баланса

Заказать написание дипломной - rosdiplomnaya.com

Специальный банк готовых защищённых студентами дипломных работ предлагает вам скачать любые работы по требуемой вам теме. Оригинальное выполнение дипломных работ под заказ в Самаре и в других городах РФ.

2.11 Расчет технико-экономических показателей

2.12 Выбор основного оборудования ГРЭС

2.13 Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС

2.14 Описание модернизированной турбины К – 800 – 240

2.15 Выбор оптимальных параметров радиально-осевой ступени

2.16 Детальный расчет двухпоточной радиально-осевой ступени ЦНД

2.17 Детальный расчет первой осевой ступени ЦНД

2.18 Детальный расчет второй и третьей (с двойным выхлопом в конденсатор) осевых ступеней ЦНД

2.19 Расчет сетевых подогревателей

2.20 Узел учета отпускаемой тепловой энергии

3 Выбор площадки и генерального плана станции

4 Охрана окружающей среды

4.1 Расчет выбросов вредных веществ

4.2 Выбор количества дымовых труб и её расчет

5 Безопасность проектируемого объекта

5.1  Общая характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности и безвредных условий труда

5.2 Объемно – планировочное решение задания проектируемого цеха

5.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей

технологического процесса

5.4 Производственная санитария

5.5 Предотвращение аварийных ситуаций

5.6 Расчет зануления электрооборудования

Заключение

Список использованных источников

Приложение А

Введение

Теплоэнергетика и электроэнергетика играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства. В настоящее время большинство энергетических предприятий России выработали свой ресурс полностью или более чем на 50%.

Поэтому необходимо проектировать и строить новые мощные электростанции, оснащенные современным оборудованием, средствами измерения и автоматического управления теплоэнергетическим процессом.

Регион строительства ГРЭС – Западная Сибирь, Кемеровская область, играет важнейшую роль в экономическом развитии России. Западная Сибирь имеет все предпосылки к тому, чтобы стать крупнейшим промышленным регионом России. Она богата полезными ископаемыми и минералами, имеет огромную топливную базу. В состав этого региона входят крупные промышленные центры, требующие огромных энергетических мощностей.

В настоящее время промышленность выходит из кризиса и все больше нуждается в тепловой и электрической энергии. Строятся новые жилые массивы и производственные комплексы, что предопределяет ввод в эксплуатацию все новых и более мощных электростанций.

Актуальным является вопрос о повышении КПД турбоагрегатов и электростанции в целом. В дипломном проекте поставлена задача спроектировать ГРЭС мощностью 4000 МВт на базе мощных конденсационных блоков К-800-240 с радиально-осевыми ступенями, которые имеют более высокий КПД, по сравнению с осевыми ступенями.

В данном дипломном проекте предлагается модернизировать ЦНД штатной турбины заменой рассекателя и первых двух по ходу пара осевых ступеней в каждом потоке двухпоточной радиально-осевой ступенью меандрообразного типа, а также установкой в качестве последней ступени – ступени с двойным выхлопом в конденсатор. Такая конструкция ЦНД турбины позволяет сократить число ЦНД до одного, уменьшить габариты турбины, вследствие чего уменьшается металлоемкость, сделать её компактней, повысить КПД турбоустановки. Все это обуславливает актуальность темы проекта.

1 Экономическая часть

1.1 Актуальность темы дипломного проекта

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 гидро - и гидроаккумулирующих электростанциях 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.

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой ГРЭС

1.2.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции мощностью 4000 МВт. В качестве основного оборудования используются: турбины К-800-240 и котельные агрегаты производительностью 1650 тонн пара в час, работающие на твёрдом топливе.

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (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.

1.2.2 Расчёт затрат на топливо

Число часов фактической работы турбоагрегата, час/год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.2)

где ТРЕМ – время простоя в ремонте, ч,

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Выработка электроэнергии на ГРЭС, МВт ч:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.3)

где NУСТ – установленная мощность станции, МВт;

ТУСТ – число часов использования установленной мощности, ч.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.4)

где ТР – число часов фактической работы, ч.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.5)

где nБЛ – число блоков.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (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.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (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.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход топлива на ГРЭС, т у. т./год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.8)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Затраты на топливо, млн. руб./год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.9)

где Ц – цена топлива, руб./т у. т.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

1.2.3 Расходы на оплату труда

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.10)

где nУ – штатный коэффициент;

ФЗП – средняя зарплата одного работника за год;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

1.2.4 Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.11)

где HA – средняя норма амортизации станции в целом;

К – капитальные вложения в ГРЭС, млн. руб./год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (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.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

1.2.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.13)

где НТР – норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ГРЭС.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

1.2.6 Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

– общецеховые и общестанционные расходы;

– расходы по охране труда и техники безопасности;

– налоги и сборы;

– плата за землю

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.14)

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб./год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.15)
Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

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

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.16)

где аСН – коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.17)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.18)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.19)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.20)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Во втором варианте расчёта установленная мощность ГРЭС остаётся прежней, состав основного оборудования: 8 блоков К‑500–240 с котельными агрегатами производительностью 1650 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, ч. |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Выработка установленной мощности на ГРЭС, МВт ч |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Средняя нагрузка электростанции, МВт |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Среднегодовая нагрузка блока, МВт |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------

Годовой расход топлива,

т у. т./год

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Потери топлива в неустановишемся режиме, т у. т./год |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------

Расход топлива на ГРЭС,

т у. т./год

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Затраты на топливо, млн. руб./год |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Расходы по оплате труда, млн. руб./год |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Амортизационные отчисления, млн. руб./год |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------

Расходы по ремонтному

обслуживанию, млн. руб./год

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Прочие расходы, млн. руб./год |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Эксплуатационные расходы, млн. руб./год |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Годовой отпуск энергии с шин ТЭС, МВт ч |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------

Удельный расход топлива на выработанный кВт ч,

кг у. т./кВт ч

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
---------------------------------------------------------
Удельный расход топлива на отпущенный кВт ч, кг у. т./кВт ч |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

|
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

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 | 4000 | 4000 |
---------------------------------------------------------
Состав основного оборудования | 5×К – 800 – 240 | 8×К – 500 – 240 |
---------------------------------------------------------

Число часов использования

установленной мощности, ч./год

| 6500 | 6500 |
---------------------------------------------------------
Выработка электроэнергии на ГРЭС, МВт ч | 26000000 | 26000000 |
---------------------------------------------------------
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч | 24390000 | 24390000 |
---------------------------------------------------------

Удельный расход условного

топлива на выработанный кВт ч, кг у. т./кВт ч

| 0,316 | 0,328 |
---------------------------------------------------------

Удельный расход условного

топлива на отпущенный кВт ч, кг у. т./кВт ч

| 0,337 | 0,349 |
---------------------------------------------------------

Себестоимость единицы

электроэнергии, руб./кВт ч:

а) выработанной

б) отпущенной

|

0,385

0,41

|

0,431

0,459

|
---------------------------------------------------------
Штатный коэффициент, чел./МВт | 0,46 | 0,54 |
---------------------------------------------------------
Удельные капитальные вложения, млн. руб./МВт | 6,92 | 8,1275 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таким образом, по показателю проектной себестоимости первый вариант с составом основного оборудования пять блоков К‑800–240 является более предпочтительным.

Хозрасчётный эффект для станции составит, млн. руб./год:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (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.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

1.4 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.:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.22)

где К – стоимость строительства станции, млн. руб.;

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

WОТП – годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

n – текущий год;

Т – тариф на отпущенный кВт ч с учётом планируемой рентабельности, руб./кВт ч.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (1.23)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

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

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Капитальные вложения в проект ГРЭС 4000 МВт с пятью блоками К-800-240 окупается на десятый год эксплуатации при условии, что уровень рентабельности принимается выше 15%.

В качестве рекомендуемого состава основного оборудования принимается в дальнейших расчётах пять блоков К-800-240 с котельными агрегатами производительностью 2600 тонн пара в час, что обеспечивает хозрасчётный эффект в сумме 1203 млн. руб./год.


2 Основная часть 2.1 Исходные данные

Таблица 2.1 – Исходные данные

--------------------------------------------------
Наименование показателя | Обозначение | Значение показателя |
---------------------------------------------------------
Электрическая мощность, МВт |

| 4000 |
---------------------------------------------------------
Максимальная теплофикационная нагрузка, МВт |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 200 |
---------------------------------------------------------
Давление острого пара, бар |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 240 |
---------------------------------------------------------

Температура острого пара, оС

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 540 |
---------------------------------------------------------
Параметры после промежуточного перегрева: |
---------------------------------------------------------
давление, бар |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 32,4 |
---------------------------------------------------------

температура, оС

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 540 |
---------------------------------------------------------

Температура охлаждающей воды, оС

|

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 12 |
---------------------------------------------------------
Давление пара в конденсаторе, бар |

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 0,0343 |
---------------------------------------------------------
Топливо | Кузнецкий каменный уголь |
--------------------------------------------------------- -------------------------------------------------- 2.2 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Для покрытия данной нагрузки выбираем пять модернизированных турбин К-800-240. Принципиальная тепловая схема турбины К-800-240 представлена на листе №1 графической части. Как видно из тепловой схемы (см. рисунок 1) турбина с промперегревом, имеет восемь регенеративных отборов пара.

Система регенерации состоит из четырёх подогревателей низкого давления (два из них смешивающего типа), деаэратора и трёх подогревателей высокого давления. Слив дренажа из подогревателей высокого давления (ПВД) – каскадный (без использования дренажных насосов) в предвключённый деаэратор; из подогревателей низкого давления (ПНД) – каскадно в ПНД-6.

Используется следующая схема отпуска тепла: горячая вода на отопление поступает от сетевой подогревательной установки, состоящей из верхнего (ВС) и нижнего (НС) сетевых подогревателей. Слив конденсата из сетевых подогревателей идет в деаэратор с помощью дренажного насоса (ДНС). Котёл прямоточного типа марки П-67.

Пар с уплотнений поступает в сальниковый подогреватель (ОУ1), а из основных эжекторов конденсатора – в охладитель эжекторного пара (ОУ2), что способствует дополнительному подогреву основного конденсата. Для возмещения потерь конденсата в конденсатосборник идет подпитка химически очищенной воды из ХВО.

В данной схеме установлен питательный турбонасос (ПТН), приводом для которого служит турбина. Пар на турбопривод идет из третьего отбора турбины.

Модернизированная турбина К-800-240 трехцилиндровая (один цилиндр высокого давления, один среднего и один низкого давления).

По заводским данным для турбины К-800-240 /1/:

Электрическая мощность Wэ = 800 МВт;

Начальные параметры пара:

Давление P0 = 240 бар;

Температура t0 = 540 °С;

Параметры после промежуточного перегрева:

Давление Рпп=32,4 бар;

Температура tпп=540 оС

Давление пара в отборах /1/:

Pотб1 = 61,8 бар;

Pотб2 = 38,5 бар;

Pотб3 = 16,6 бар;

Pотб4 = 10,9 бар;

Pотб5 = 5,9 – 8,3 бар;

Pотб6 = 2,9 – 5,58 бар;

Pотб7 = 1,16 – 1,73 бар;

Pотб8 = 0,218 бар;

Давление в конденсаторе турбины Pк = 0,0343 бар;

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

КПД дросселирования по отсекам:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Электромеханический КПД hэм = 0,98;

КПД транспорта hтр = 0,98;

Температурный график сети для Кемеровской области принимаем

150/70°C /2/;

Расход продувочной воды aпрод = 1,5% от Dпг;

Расход пара на собственные нужды машинного отделения Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. от Dт;

Расход пара на собственные нужды котельного цеха Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. от Dт;

Внутристанционные потери конденсата Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. от Dт;

Потеря давления пара в трубопроводах до регенеративных подогревателей – 5%;

Температура химически очищенной воды tхов = 30 °С;

Температура воды, сливаемой из подогревателя химочищенной воды в техническую канализацию tсл = 60 °С;

Нагрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях Dtпу+Dtэж = 10°C;

КПД подогревателей поверхностного типа Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

Недогрев воды в ПВД θпвд=2 °С;

Недогрев воды в ПНД θпнд=4 °С;

Недогрев воды в СП θсп=4 °С.

2.3 Определение давления в нерегулируемых отборах пара на сетевые подогреватели

Максимальная тепловая нагрузка на одну турбину, МВт:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход сетевой воды, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.1)

где с – теплоемкость воды, кДж/кг;

Δt – разница температур подающей и обратной сетевой воды, °С.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Энтальпия сетевой воды за верхним сетевым подогревателем (ВС), кДж/кг:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.2)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Температура сетевой воды за ВС, °С:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.3)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Температура конденсата пара из ВС с учетом недогрева, °С:

tнВС=tВС+θсп (2.4)

tнВС=150,05+4=154,05

По /4/ находим давление в ВС, бар:

Р'ВС=5,301

С учетом потери давления пара в трубопроводах, давление в теплофикационном отборе, бар:

РВС= Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.5)

РВС= Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Приняв равномерный нагрев сетевой воды в сетевых подогревателях, определим величину нагрева в каждом из них, °С:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.6)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Температура сетевой воды за нижним сетевым подогревателем НС, °С:

tНС=tос+Δt (2.7)

tНС= 70+40,1=110,1

Температура конденсата пара из НС с учетом недогрева, °С:

tнНС=tНС+θсп (2.8)

tнНС=110,1+4=114,1

По /4/ находим давление в НС, бар:

Р'НС=1,64

С учетом потери давления пара в трубопроводах, давление в теплофикационном отборе, бар:

РНС= Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.9)

РНС= Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем (НС), кДж/кг:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.10)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Процесс расширения пара в турбине представлен на рисунке 2.1

Процесс построен с учетом потерь давления в регулирующих органах цилиндров турбины в соответствии с начальными и конечными параметрами.

Находим на i-s диаграмме точку О. С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД найдем давление пара, бар:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.11)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (точка О');

Теоретический процесс расширения пара в ЦВД, изображается линией

О’ – B. При действительном процессе расширения определим энтальпию в точке A, кДж/кг:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.12)

где iB=2853,9 кДж/кг – энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦВД.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Зная энтальпию iA можно определить точку А на изобаре Ротб2.

Точку А’ будет соответствовать давлению промежуточного перегрева:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Энтальпия пара в точке С:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.13)

где iD=3008,4 кДж/кг – энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦСД.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Зная энтальпию iC можно определить точку С на изобаре Ротб6.

Точку С’ определим с учетом потери давления в регулирующих органах ЦНД:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.14)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Энтальпия пара в точке E:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.15)

где iF=2234,5 кДж/кг – энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦНД.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Зная энтальпию iЕ можно определить точку E на изобаре Рк.

Используя значения давления в отборах, находим на i-s диаграмме энтальпии пара в этих отборах:

iо=3316,4 кДж/кг;

iотб1=2999,2 кДж/кг;

iотб2=2908,5 кДж/кг;

iотб3=3351,8 кДж/кг;

iотб4=3244,4 кДж/кг;

iотб5=3180 кДж/кг;

iотб6=3093 кДж/кг;

iотб7=2855,2 кДж/кг;

iотб8=2544,8 кДж/кг.

2.5 Определение параметров по элементам схемы

Определение параметров по элементам схемы покажем на примере подогревателя высокого давления ПВД-1.

Давление пара в отборе турбины Ротб1=61,8 бар.

С учетом потерь в тракте от турбины до подогревателя давление в ПВД‑1 составляет:

РПВД-1=61,80,95=58,71 бар.

Энтальпия греющего пара (по i-s диаграмме):

iотб1=2999,2 кДж/кг.

Использованный теплоперепад:

HПВД-1=i0 - iотб1 (2.16)

HПВД-1= 3316,4–2999,2=317,2 кДж/кг.

Температура конденсата греющего пара по /4/:

tнПВД-1=274,14 °С

Энтальпия конденсата греющего пара по /4/:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.пвд1=1206,5 кДж/кг.

Температура питательной воды за подогревателем с учетом недогрева:

tпвПВД-1=tнПВД-1-θпвд (2.17)

tпвПВД-1=274,14–2=272,14 °С.

Энтальпия питательной воды за подогревателем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.пвПВД-1= tпвПВД-1*4,186 (2.18)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.пвПВД-1=1139,2 кДж/кг.

Аналогичным образом рассчитываются параметры по другим элементам схемы. Результаты сводятся в таблицу 2.2

Таблица 2.2 – Параметры по элементам схемы

--------------------------------------------------

Наимено-вание

величин

| ПВД1 | ПВД2 | ПВД3 |

Деаэ-

ратор

| ПНД4 | ПНД5 | ПНД6 | ПНД7 | ВС | НС | Конденсатор |
---------------------------------------------------------
Давление пара в отборе, бар | 61,8 | 38,5 | 16,6 | 10,9 | 8,3 | 5,58 | 1,73 | 0,218 | 5,58 | 1,73 | 0,0343 |
---------------------------------------------------------
Давление пара у подогрева-теля, бар | 58,71 | 36,575 | 15,77 | 8 | 7,885 | 5,301 | 1,64 | 0,207 | 5,301 | 1,64 | 0,0343 |
---------------------------------------------------------

Температура конденсата греющего пара, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 274,14 | 245,08 | 200,6 | 170,4 | 169,8 | 154,05 | 114,1 | 60,83 | 154 | 114,1 | 26,36 |
---------------------------------------------------------
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг | 1206,5 | 1061,7 | 855,2 | 720,9 | 718,2 | 649,7 | 478,69 | 254,6 | 649,7 | 478,6 | 110,46 |
---------------------------------------------------------

Температура пит. воды за подогрева-телем, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

| 272,14 | 243,08 | 198,6 | 170,4 | 165,8 | 150,05 | 114,1 | 60,83 | 150,0 | 110,1 | - |
---------------------------------------------------------
Энтальпия пит. воды за подогрева-телем, кДж/кг | 1139,2 | 1017,5 | 831,6 | 720,9 | 694,1 | 628,1 | 478,69 | 254,6 | 628,1 | 460,9 | - |
---------------------------------------------------------
Энтальпия греющего пара, кДж/кг | 2999,2 | 2908,5 | 3351,8 | 3244,4 | 3180 | 3093 | 2855,2 | 2544,8 | 3093 | 2855,2 | 2327 |
---------------------------------------------------------
Использован-ный теплопере-пад, кДж/кг | 317,2 | 407,9 | 600,1 | 707,5 | 771,9 | 858,9 | 1096,7 | 1407,1 | 858,9 | 1096,7 | 1624,9 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

2.6 Расчет установки по подогреву сетевой воды

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок 2.2 – Схема установки по подогреву сетевой воды.

Расход пара на верхний сетевой подогреватель ВС (из уравнения теплового баланса), кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.19)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – энтальпия из отбора на входе в ВС из таблицы 2.2, кДж/кг.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход пара на нижний сетевой подогреватель НС (из уравнения теплового баланса), кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.20)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.– энтальпия из отбора на входе в НС из таблицы 2.2, кДж/кг.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.7 Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительного отбора на нижний сетевой подогреватель:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.21)

где iотб7 – энтальпия пара в отборе на нижний сетевой подогреватель из таблицы 2.2, кДж/кг;

iк – энтальпия пара в конденсаторе из таблицы 2.2, кДж/кг;

i0 – энтальпия острого пара, кДж/кг;

iотб2 – энтальпия пара за ЦВД, кДж/кг.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Коэффициент недоиспользования мощности отопительного отбора на верхний сетевой подогреватель:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.22)

где iотб6 – энтальпия греющего пара на ПНД‑5 из таблицы 2.2, кДж/кг;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Коэффициент недоиспользования мощности пара отбором на привод питательного насоса:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.23)

где iотб3 – энтальпия греющего пара на ПВД – 3 из таблицы 2.2, кДж/кг;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Принимая коэффициент регенерации Kр =1,248 определяем расход пара на турбину, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.24)

где Нi – располагаемый теплоперепад /таблица 2.2/, кДж/кг

DТПН – расход пара на привод питательного насоса, кг/с /1/.

 

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.8 Баланс пара и воды

Расход пара на эжекторный подогреватель, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.25)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход пара на сальниковый подогреватель, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.26)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Внутристанционные потери конденсата (утечки), кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.27)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Производительность котлоагрегата, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.28)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход питательной воды, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.9 Расчет регенеративной схемы

Расчет регенеративной схемы производится последовательно для подогревателей высокого давления, деаэратора и подогревателей низкого давления на основе решения уравнений тепловых балансов.

2.9.1 Расчет ПВД

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок 2.3 – Схема включения ПВД

Уравнение теплового баланса для ПВД‑1 запишется:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.29)

Отсюда расход пара на ПВД‑1, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.30)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Аналогично с учетом слива конденсата из ПВД‑1 определяем расход пара на ПВД‑2, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.31)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД‑3 определяется с учетом нагрева ее в питательном насосе, кДж/кг:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.32)

где Δtпн – повышение энтальпии воды в питательном насосе /3/, кДж/кг.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.33)

где υ – удельный объем воды по давлению и температуре воды в деаэраторе /4/, м3/кг;

ηн – КПД насоса;

Рнаг – давление после насоса, МПа;

Рвс – давление перед насосом, МПа.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Тогда расход пара на ПВД – 3 составит, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.34)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.9.2 Расчет деаэратора

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок 2.4 – Схема включения деаэратора

Материальный баланс деаэратора:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.35)

Уравнение теплового баланса:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.36)

Подставляя в эти уравнения значения величин, получаем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Решая эти уравнения, находим:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.9.3 Расчет ПНД

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок 2.5 – Схема включения ПНД

Расход пара на ПНД‑4 посчитается из уравнения теплового баланса, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.37)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – энтальпия основного конденсата на выходе из ПНД – 5, кДж/кг;

i4 – энтальпия греющего пара, кДж/кг;

t4 – энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход пара на ПНД – 5 составит, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.38)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

В связи с тем, что подогреватель ПНД – 6 смешивающего типа, то для определения неизвестных расходов пара и основного конденсата, составим уравнения материального и теплового балансов:

Материальный баланс:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.39)

Уравнение теплового баланса:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.40)

где tоу1 – энтальпия основного конденсата на выходе из охладителя пара от уплотнений, кДж/кг.

Подставляя в эти уравнения значения величин, получаем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Решая эти уравнения, находим:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Аналогично определяем расходы пара и основного конденсата для ПНД‑7.

Материальный баланс:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.41)

Уравнение теплового баланса:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.42)

где tоу2 – энтальпия основного конденсата на выходе из охладителя эжекторного пара, кДж/кг.

Подставляя в эти уравнения значения величин, получаем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Решая эти уравнения, находим:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход пара в конденсатор составит, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.43)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.10 Составление теплового и материального баланса

Проверка материального баланса пара в турбине, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.44)

660,42=46,435+65,186+6,972+34,16+4,014+14,538+32,742+33,378+8,337+ +24,51+7,991+382,157

660,42=660,42

Проверка по балансу мощности:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.45)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Несоответствие заданной мощности ΔWэ, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,

что составляет 0,019%.

Полученное значение несоответствия удовлетворяет требованиям инженерной и научной погрешности.

Уточним расход пара на турбину, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.46)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.47)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Уточненное значение коэффициента регенерации составит:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.48)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

2.11 Расчет техникоэкономических показателей

Общий расход топлива на ТЭЦ определим по уравнению теплового баланса котла:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.49)

где Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – низшая теплота сгорания топлива, равная 22835,5 кДж/кг;

ηпг – КПД парогенератора, принимаем 0,919;

D – расход пара за котлом, кг/с;

iпе – энтальпия перегретого пара, кДж/кг;

iпп», iпп’ – энтальпия пара в горячей и холодной нитках промежуточного перегрева соответственно, кДж/кг.

Отсюда общий расход топлива равен, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. (2.50)

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Расход топлива на выработку электроэнергии подсчитывается, кг/с:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., (2.51)

где Э, Эот – выработка и отпуск электроэнергии, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. – расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с производством электроэнергии, Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

Количество электроэнергии, отпускаемое с шин электростанции, Эот, определяется как разность между количеством выработанной электроэнергии и расходом ее на собственные нужды электростанции. Расход на собственные нужды электростанции составляют 8% от выработанной электроэнергии. Расход электроэнергии на собственные нужды, связанные с производством электроэнергии, составляют 5% от выработанной эл

Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы "Проектирование ГРЭС". Эта работа найдена в открытых источниках Интернет. А это значит, что если попытаться её защитить, то она 100% не пройдёт проверку российских ВУЗов на плагиат и её не примет ваш руководитель дипломной работы!
Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 637

Другие дипломные работы по специальности "Физика":

Электроснабжение завода продольно-строгальных станков

Смотреть работу >>

Математическое моделирование пластической деформации кристаллов

Смотреть работу >>

Электроснабжение фермы КРС на 800 голов в ОАО "Петелино" Ялуторовского района Тюменской области с обеспечением нормативных условий надежности

Смотреть работу >>

Электроснабжение судоремонтного завода

Смотреть работу >>

Повышение надежности электроснабжения потребителей н. п. Орлово Армизонского района Тюменской области с выбором оборудования на ПС 110/10 кВ "Орлово"

Смотреть работу >>