Проект гидроэлектростанции в г. Назарово мощностью 2400 МВт

Энергетика сектор экономики, охватывающий сложную совокупность процессов преобразования и передачи энергии от источников природных энергетических ресурсов до приемников энергии включительно и представляет собой сложный развивающийся объект, исследование которого возможно только на основе системного подхода.

Энергетика сегодня занимает в жизни общества такое место, что невозможно оценить отказ от его благ. Основным назначением электрических станций является выработка электрической энергии для снабжения ею промышленного и сельскохозяйственного производства, коммунального хозяйства и транспорта. Часто электростанции обеспечивают также предприятия паром и горячей водой.

Вместе с тем и очень высока цена энергии: ее производство и транспорт. Повышение технического уровня тепловых электростанций на основе применения энергетического оборудования с высокими технико-экономическими показателями, комплексной автоматизации технологических процессов, совершенствования проектных решений, направленных на снижение стоимости сооружения и экологической безопасности, — основная задача повышения эффективности отечественной теплоэнергетики, эта проблема останется актуальной и в перспективе, так как тепловым электростанциям, составляющим в настоящее время основу электроэнергетики России, ещё длительное время будет принадлежать ведущая роль в производстве тепла и электроэнергии.

В данном курсовом проекте требуется спроектировать ГРЭС в г. Назарово мощностью 2400 МВт, с максимальной отопительной нагрузкой 450 МВт, при заданной тепловой нагрузке отборов турбины 150 МВт, работающие на угле Ирша-Бородинского месторождения.

1. Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

Произвести выбор оборудования, расчет тепловой схемы и определить технико-экономические показатели при следующих данных:

электрическая нагрузка W_э=2 400 000 кВт;

максимальная отопительная нагрузка кВт;

тепловая мощность отопительных отборов кВт;

На основании заданных величин в качестве основного оборудования, в целях обеспечения надежности работы станции, целесообразным является вариант с установкой трех турбоагрегатов К-800−240 и трех прямоточных котлоагрегатов типа Пп-2650−255(П-67). Другие способы компоновки не целесообразны и не возможны.

На рис. 1 изображена принципиальная тепловая схема блока мощностью 800 МВт с турбиной К-800−240−4 на начальные параметры 240 бар и 540 °C с прямоточным котлом Пп-2650−255(П-67). Предусмотрен газовый промперегрев пара 540 °C. Имеется восемь регенеративных отборов пара, используемых для подогрева конденсата и питательной воды в четырех ПНД, в деаэраторе Д и трех ПВД. Питательный насос ПТН имеет паротурбинные приводы мощностью 17,696 МВт. ПТН питается паром из третьего отбора. Максимальная частота вращения приводной турбины равна 4700 об/мин. ТПН обеспечивает работу блока в диапазоне нагрузок от номинальной до 30%.

Потери пара и конденсаты блока восполняются химочищенной водой, подаваемой в деаэратор. Воздух из конденсаторов главной и приводных турбин отсасывается водоструйными эжекторами.

По заводским данным для турбины К-800−240−4[2]:

Электрическая мощность: W_э = 800 МВт;

Максимальная отопительная нагрузка кВт;

Начальные параметры пара:

Давление: P₀ = 24 МПа;

Температура: t₀ = 540 С;

Давление в конденсаторе турбины :

P_к = 0,336 Мпа;

Число отборов пара на регенерацию — 8;

Давление в отборах:

P_от1 = 6,06 МПа;

P_от2 = 3,77 МПа;

P_от3 = 1,63 МПа;

P_от4 = 1,069 МПа;

P_от5 = 0,578 МПа;

P_от6 = 0,28 МПа;

P_от7 = 0,113 МПа;

P_от8= 0,021 МПа;

В расчете приняты следующие КПД по отсекам турбины[2]:

88,2%;

84,2%;

89,2%

КПД дросселирования по отсекам:

= 97%;

= 97%;

=97%

Электромеханический КПД _эм = 0,97.

Расход пара на собственные нужды машинного отделения 1,2%;

Расход пара на собственные нужды котельного цеха 1,2%;

Внутристанционные потери конденсата 2%;

Температура химически очищенной воды t_хов = 30 С;

Нагрев воды в сальниковых подогревателях t_сп = 10 C;

КПД подогревателей поверхностного типа з_то = 98%.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПВД = 2 С.

Недогрев воды до температуры насыщения в ПНД = 4 С.

Недогрев воды в СП =5 С.

Теплоемкость воды

Рисунок 1 — Принципиальная тепловая схема турбины К-800−240

2. Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

Из характеристик турбины имеем:

Начальные параметры пара перед стопорным клапаном:

Давление P₀ = 24 МПа;

Температура t₀ = 540 С;

Находим на i-s диаграмме (рис. 2) точку А₀. С учётом дросселирования пара в регулирующих органах ЦВД давление пара на входе в проточную часть составляет, МПа:

23,28

Теоретический процесс расширения пара от давления P₀' до давления P₁, соответствующего давлению за ЦВД, изображается линией A₀B₀. При действительном процессе расширения энтальпию пара в точке «В» можно определить, кДж/кг:

где = 2849,204 кДж/кг — энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения;

= 3318,775 кДж/кг — энтальпия острого пара;

= 0,882 — внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра высокого давления.

Точку С определим с учетом потери давления в промперегреве и потери от дросселирования пара в регулирующих органах ЦСД, МПа:

где — потери от дросселирования в цилиндре среднего давления;

Энтальпия в точке С определяется по параметрам Энтальпия в точке D, кДж/кг;

где = 0,842 — внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра среднего давления.

=2846,934 кДж/кгтеоретическая энтальпия пара за цилиндром среднего давления;

Потери давления от дросселирования пара в цилиндре низкого давления, точка МПа:

где — потери от дросселирования в цилиндре низкого давления;

Энтальпия в точке Е, кДж/кг:

где = 2251,228 кДж/кг — теоретическая энтальпия пара за цилиндром низкого давления при давлении в конденсаторе Р_к = 0,336 МПа;

= 2957,11 кДж/кг — энтальпия пара перед цилиндром низкого давления;

= 0,892 — внутренний относительный коэффициент полезного действия цилиндра низкого давления.

Рисунок 2 — Процесс расширения пара в турбине К-800−240 в i-s диаграмме.

3. Расчет установки по подогреву сетевой воды

Расчетная схема подогрева сетевой воды представлена на рис. 3

Рисунок 3 — Схема подогрева сетевой воды.

ТП — тепловой потребитель; СН — сетевой насос; НС — нижний сетевой подогреватель; ВС — верхний сетевой подогреватель.

Максимальная тепловая нагрузка на одну турбину, МВт:

Давление пара в отборе из турбины на верхний сетевой подогреватель (шестой отбор), МПа:

Давление пара в шестом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5%, МПа:

Энтальпия пара в отборе, кДж/кг:

Температура насыщения греющего пара, ⁰С:

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:

Температура сетевой воды за верхним сетевым подогревателем, ⁰С:

Энтальпия сетевой воде за верхним сетевым подогревателем, кДж/кг:

Давление пара в отборе из турбины на нижний сетевой подогреватель (седьмой отбор), МПа:

Давление пара в седьмом отборе турбины с учетом потери давления в трубопроводе 5%, МПа:

Энтальпия пара в отборе, кДж/кг:

Температура насыщения греющего пара, ⁰С:

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг:

Температура сетевой воды за нижним сетевым подогревателем, ⁰С:

Энтальпия сетевой воде за верхним сетевым подогревателем, кДж/кг:

Расход сетевой воды, кг/с:

Уравнение теплового баланса для верхнего сетевого подогревателя:

Из уравнения (1) находим расход пара, кг/с:

Уравнение теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя:

(2)

Из уравнения (2) находим расход пара, кг/с:

Тепловая нагрузка на верхний сетевой подогреватель, кВт:

Тепловая нагрузка на нижний сетевой подогреватель, кВт:

4. Определение параметров по элементам схемы

Подогреватель высокого давления (ПВД-7).

Давление пара в отборе[2]:

P_от1 = 6,06 МПа;

Давление пара у подогревателя ПВД-7, с учётом потерь в паропроводе, МПа:

Температура насыщения греющего пара, С[7]:

t_н = 272,9

Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг[7]:

= 1199,916

Температура питательной воды за подогревателем с учётом недогрева, С:

t_пв = t_н — = 272,9 — 2 = 270,9

Энтальпия питательной воды, кДж/кг:

= t_пв· С_в = 270,9· 4,186 = 1133,987

Энтальпия греющего пара (из i-s диаграммы), кДж/кг:

i_отб = 2997,18

Использованный теплоперепад турбиной до отбора на ПВД-7, кДж/кг:

h = i₀ — i_отб = 3318,775 — 2997,18 = 321,595

Также определяем параметры по другим элементам схемы. Результаты сводим в таблицу 1.

Таблица 1 — параметры элементов тепловой схемы

5. Определение предварительного расхода пара на турбину

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов:

для первого отбора:

для второго отбора:

Принимая коэффициент регенерации K_р = 1,3 расход пара на турбину составит, кг/с:

где H_i = 1630,943 кДж/кг — теплоперепад срабатываемый турбиной;

_эм = 0,97 — электромеханический КПД.

6. Баланс пара и конденсата

Расход пара на эжектор принят 0,05% от расхода пара на турбину [2], кг/с:

D_эж = 0,005D_т = 0,5 684,737 = 3,424

Расход пара на уплотнение турбины, кг/с[2]:

D_упл = 0,01D_т = 0,1 684,737 = 6,847

Утечки пара и конденсата, кг/с[2]:

D_ут = D_т = 684,737 = 13,695

Расход пара на собственные нужды, кг/с[2]:

D_сн = D_т = 684,737 = 14,917

Расход перегретого пара, кг/с:

D_пе = D_т + D_эж + D_упл + D_ут + D_сн =

=684,737 +3,424 +6,847 +13,695 + 14,917= 723,62

Расход питательной воды, кг/с:

7. Расчёт регенеративной схемы (ПВД)

Расчетная схема ПВД представлена на рис. 4

Рисунок 4 — Схема включения подогревателей высокого давления.

Уравнение теплового баланса для ПВД-7:

Расход пара на ПВД-7 из уравнения (3) составит, кг/с:

Уравнение теплового баланса для ПВД-6:

Расход пара на ПВД-6 из уравнения (4), кг/с:

Уравнение теплового баланса для ПВД-5:

Расход пара на ПВД-5 из уравнения (5), кг/с:

где — энтальпия питательной воды на входе в ПВД-5, определим с учётом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг:

гдеперепад давления питательной воды в питательном нососе, МПа; = 0,0011 м³/кг — удельный объем питательной воды; = 0,75 — КПД насоса.

8. Расчёт деаэратора

Расчетная схема деаэратора представлена на рис. 5

Рисунок 5- Схема включения деаэратора

Уравнения материального и теплового баланса:

Выразив из первого уравнения системы уравнений и, подставив во второе уравнение получим, кг/с :

где — восполнение потерь пара и конденсата химочищенной водой; =125,8 кДж/кг — энтальпия химочищенной воды;

— расход конденсата с сетевых подогревателей.

Из первого уравнения найдем, кг/с:

9. Расчёт регенеративной схемы (ПНД)

Расчетная схема регенеративной схемы (ПНД) представлена на рис.6

Рисунок 6 — Схема включения регенеративной схемы (ПНД)

Уравнение теплового баланса для ПНД-4:

Расход пара на ПНД-4 из уравнения (6), кг/с:

Уравнение теплового баланса для ПНД-3:

Расход пара на ПНД-3 из уравнения (7), кг/с:

Уравнения теплового и материального баланса для ПНД -2:

Подставив первое уравнение во второе, выразим, кг/с:

Из первого уравнения найдем расход пара на ПНД-1,, кг/с:

Уравнения теплового и материального баланса для ПНД -1:

Подставив первое уравнение во второе найдем расход основного конденмата, кг/с:

Расход пара на ПНД-1, кг/с:

Расхода пара в конденсатор, кг/с:

Проверка баланса пара в турбине:

= 684,737 — (50,045 + 69,665 + 14,461 + 34,16 + 17,274 + 21,879 + 19,202 + +29,791 + 18,152 +62,448) = 347,659

где =34,16 кг/с — расход пара на турбопривод.

— полностью совпадает с ранее найденным значением.

Проверка по мощности:

800 000 = [50,045· 321,595 + 69,665· 414,165 + (14,461 + 34,16)· 615,763 + 17,274· 722,663 + 21,879· 861,303 +19,202· 1001,293 + 29,791· 1168,363 + 18,152· 1413,873+32,456·1001,293+29,992·1168,363+347,659·1630,943]0,97

800 000 = 795 850,995

Погрешность расчета составляет:

что допустимо[2].

В случае превышения допустимой погрешности, более 2%, уточняется коэффициент регенерации с последующим пересчетом расхода пара на турбину и системы регенерации:

10. Расчет технико-экономических показателей работы станции

Расход тепла на турбоустановку, кВт:

где кг/с — расход пара на промперегрев;

=125,8 кДж/кг — энтальпия химочищенной воды.

Затраченная теплота на сетевые подогреватели, кВт:

Расход тепла турбоустановкой на производство электроэнергии, кВт:

Тепловая нагрузка котла, кВт:

Полный расход натурального топлива, кг/с:

Коэффициенты ценности тепла:

для первого отбора для второго отбора Увеличение расхода тепла на производство электроэнергии, кВт:

Расход тепла на собственные нужды турбоагрегата на производство электроэнергии, кВт:

Коэффициент отнесения затрат топлива энергетическими котлами на производство электроэнергии:

Количество опушенной электроэнергии с шин электростанции, кВт:

Расход электроэнергии на собственные нужды, кВт:

Расход топлива на выработку электроэнергии, кг/с:

Расход топлива на выработку тепла, кг/с:

Удельный расход топлива на выработку электроэнергии, кг/кВт· ч:

Удельный расход топлива на выработку тепла, кг/ГДж:

11. Выбор вспомогательного оборудования в приделах ПТС

11.1 Регенеративные подогреватели

Подогреватели высокого давления выбираем по табл.2, так чтобы их характеристики удовлетворяли значениям, полученным в ходе расчета ПТС.

Таблица 2 — Технические характеристики ПВД

ПВД-5: ПВ 1600−380−17, где 1600 — площадь поверхности теплообмена, м²; 380 — максимальное давление в трубной системе, бар; 17 — максимальное давление в корпусе, бар.

Подогреватели низкого давления по [4]:

Подогреватель низкого давления № 1 типа ПНВС-2000;1;

Подогревателя низкого давления № 2 типа ПНВС-2000;2;

Подогреватель низкого давления № 3 типа ПН-1900;32−6;

Подогреватель низкого давления № 4 типа ПН-1900;32−1;

Таблица 3 — Подогреватели низкого давления смешивающего типа:

Таблица 4 — Подогреватели низкого давления рекуперативного поверхностного типа:

11.2 Деаэратор

По заводским данным выбираем деаэратор смешивающего типа повышенного давления ДП-2800 с характеристиками: емкость — 185 м³; давление 7 бар; производительностью — 2800 м³/ч.

Техническая характеристика деаэраторного бака емкостью 185 м³ для колонки ДП-2800:

.

11.3 Сетевые подогреватели

Подогреватели сетевой воды выбираем по расчетному пропуску воды, давлению пара в корпусе и температура пара на входе и воды на выходе.

Расчетный пропуск сетевой воды G_св= 657,862 кг/с. ПСГ-1300−3-8-I с характеристиками: расчетный пропуск воды 2300−3000 т/ч; рабочее давление пара 3 бара; рабочее давление воды в трубной системе 8,8 бара; масса подогревателя без воды 30 т/ч.

11.4 Выбор питательных насосов

Для блочных электростанций производительность питательных насосов выбирают по расходу пара на блок с запасом 6−8%, т/ч:

(8)

где — расход питательной воды на турбину, т/ч.

Напор питательного насоса принимается на 30−50% больше, чем номинальное давление пара перед турбиной, м:

(9)

Выбираем питательный насос ПН-1500−350, с турбоприводом ОК-18 ПУ в количестве одной штуке с характеристикой:

· Производительность — 1500 м³/ч

· Напор — 3400 м

· Частота вращения 4700 об/мин

· КПД — 83%

Мощность привода ТПН, МВт:

(10)

где =0,416 — производительность, м³/с;

— плотность питательной воды, кг/м³

11.5 Выбор конденсатных насосов

Конденсатные насосы устанавливают в количестве 2−3 на турбину, при двух — каждый на 100%-ную производительность, а при трех — на 50%-ную. За расчетную производительность принимают расход конденсата в летний период, т/ч:

т/ч Принимаем напор конденсатных насосов в приделах 50−150 м. вод.ст.

Выбираем конденсатные насосы 1 и 2 ступени КСВ-1000−95 по [4], КЭН-3 ступени выбираем КСВ-1500−140[4]. Характеристики насосов представлены в табл.5

Таблица 5 — Характеристики конденсатных насосов

11.6 Выбор циркуляционных насосов

Система технического водоснабжения — блочная, на каждый энергоблок предусмотрено по 2 циркнасоса. ЦН подает воду по двум напорным водопроводам Dу=2400 мм, с последующим отбором ее на конденсаторы ПТН, эжекторы и вспомогательное оборудование. Отработанная циркуляционная вода от конденсаторов основной турбины, ПТН и вспомогательного оборудования сбрасывается трубопроводами диаметром соответственно 2400 и 800 мм в открытый отводящий канал и далее в водохранилище. Расход циркуляционной воды на турбину, т/ч:

(11)

где m=45−100 кг/кг — кратность охлаждения;

Производительность одного ЦН, т/ч:

Выбираем насос по[2] типа ОП10−145 в количестве двух штук с характеристиками:

· Производительность — 49 000−74 000 м³/ч

· Напор — 24,5−17,8 м.вод.ст.

· Частота вращения 333 об/мин

· Потребляемая мощность — 4000 кВт

· КПД — 84%

11.7 Выбор сетевых насосов Выбор производится по производительности и напору. Сетевые насосы устанавливаются в количестве двух на турбину, рассчитывая их на 50%-ную производительность.

Производительность сетевого насоса, м³/ч:

Выбираем сетевые насосы по[2] СЭ-1250−100 с характеристиками:

· Производительность — 1250 м³/ч

· Напор — 0,98 Мпа

· Частота вращения — 1500 об/мин

· Температура перекачиваемой воды — 180 ⁰С

· Потребляемая мощность — 415 кВт

· КПД — 82%

12. Проектирование топливного хозяйства

В качестве топлива на ГРЭС в г. Назарово по заданию используется бурый уголь Ирша-Бородинского месторождения со следующими характеристиками.

Таблица 6 — Характеристика Ирша-Бородинского угля

12.1 Определение расхода топлива на ТЭС

Расчетный расход топлива на работу парогенератора определяется из следующего соотношение, кг/с:

(14)

12.2 Приемные разгрузочные устройства

По расходу топлива на станции используем 3 вагоноопрокидывателя роторного трех — опорного типа, один из которых резервный.

Характеристика вагоноопрокидывателя :

· Число опрокидываний за 1 час — 30;

· Теоретическая характеристика — 2790/1800 т/ч;

· Мощность электродвигателей — 2*36 кВт;

· Вес опрокидывателя с электрооборудованием — 132 т

12.3 Ленточные конвейеры

Суточный расход топлива составляет, т/сут:

(15)

Топливо подается в котельную двумя параллельными линиями ленточных конвейеров, одна из которых рабочая, другая резервная.

Расчетная часовая производительность каждой нитки, т/ч:

(16)

где T =21 ч — число часов работы топливоподачи.

Производительность ленточного конвейера приближенно определяется по формуле, т/ч:

(17)

где b — ширина ленты, м;

c — скорость ленты [2], м/с;

— насыпной вес топлива [2], т/м³;

= 375 — коэффициент .

Мощность на валу приводного барабана ленточного конвейера без сбрасывающего устройства определяются по формуле, кВт:

(18)

где Z=50 — длина конвейера между центрами приводного и концевого барабанов, м;

H=5 — высота подъема по вертикали между центрами приводного и концевого барабанов, м;

=1 — коэффициент, зависящий от длины ленты [2];

=515 — коэффициент, зависящий от ширины ленты[2].

Мощность, потребляемая электродвигателем приводной станции, кВт:

(19)

где =1,25 — коэффициент запаса [2];

=0,95 — КПД электродвигателя[2];

=0,95 — КПД редуктора.

12.4 Дробилки

Применяем на проектируемом блоке двухступенчатое дробление. В виду высокой влажности топлива используем молотковые незабивающиеся дробилки с подвижными дробильной и отбойной плитами и с очистными устройствами. По расчетному расходу топлива на котельный агрегат выбираем дробилки типа ДМН-20×18,5 с характеристиками:

· Производительность — 500−600 т/ч;

· Размеры ротора:

длина — 2100 мм диаметр -1850 мм

· Частота вращения ротора — 490 об/мин;

· Мощность электродвигателя — 900 кВт;

· Масса — 76,4 т.

Емкость бункера сырого угля, м³:

(20)

где =10 — число часов работы котельного агрегата на топливе, запасенном в бункерах;

=0.8 — коэффициентом заполнения [2];

=0.85 — насыпной вес угля.

Для подачи угля из бункера используем ленточный питатель пыли с шириной ленты 800 мм, длиной 2 м. Производительность при высоте слоя 0.2 м 270 м³/ч, требуемая мощность — 4.5 кВт.

12.5 Топливные склады

Емкость склада угля рассчитываем на двухнедельный расход при 20 часах работы в сутки всех котлов.

Площадь, непосредственно занятую штабелями, ориентировочно определяем по формуле, м²:

(78)

где — запас топлива на складе, сут;

— высота штабеля, м;

=0,8−0,9 — коэффициент, учитывающий угол откоса (сползания) топлива в штабеле[2].

12.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления Для сжигания Ирша-Бородинского бурого угля применяем схему пылеприготовления с прямым вдуванием с мельницами вентиляторами. Устанавливаем четыре мельницы на котел, при этом расчетная производительность каждой из них составляет 120%.

Расчетная производительность мельницы, т/ч:

где — количество мельниц на котле;

— коэффициент размолоспособности[2].

Мельница МВ 3300/800/500 имеет следующие характеристики:

· Производительность — 500 т/ч;

· Частота вращения -500 об/мин.

12.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы

Теоретический объем воздуха, м³/кг:

(21)

Теоретический объем азота, м³/кг:

Теоретический объем трехатомных газов, м³/кг:

(22)

Теоретический объем водяных паров, м³/кг:

(23)

Теоретический объем продуктов сгорания, м³/кг:

Производительность дутьевого вентилятора определяется по формуле, м³/с:

(24)

где — коэффициент избытка воздуха в топке, принимаем равным 1,25 [2];

— присос воздуха в топке, принимаем равным 0,05 [2];

— присос воздуха в системе пылеприготовлении принимаем равным 0 [2];

— относительная утечка воздуха в ВЗП принимаем равным 0,05 [2];

— температура холодного воздуха.

Расчетная производительность дымососа, м³/с:

(25)

Принимаем суммарный перепад давления по воздушному тракту H_пот=4 кПа[2]. Тогда расчетный напор дутьевого вентилятора, кПа:

(26)

Выбираем дутьевой вентилятор типа ВДН-36×2Э с характеристиками:

· Производительность — 1080/1350 м³/ч;

· Частота вращения — 595/745 об/мин;

· Мощность — 1900 3580 кВт;

Принимаем суммарный перепад давления по газовому тракту H_пот=3 кПа[2]. Тогда расчетный напор дымососа, кПа:

(27)

Выбираем дымосос типа ДОД-43−500 с характеристиками:

· Производительность -181 010³ 201 510³ м³/ч;

· Частота вращения — 500 об/мин;

· Мощность — 3750 5470 кВт;

12.8 Золоулавливание

Улавливание твердых частиц из потока дымовых газов осуществляется электрофильтром ЭГД ЭГД 2−128−9-6−4-200−5[6]. Расшифровка обозначения:

ЭГД — электрофильтр горизонтальный двухъярусный;

2 — количество секций;

128 — условное количество газовых приходов в двух ярусах (верхний ярус — 64, в нижнем ярусе: 56);

9 — номинальная высота электродов;

6 — количество элементов по 640 мм в осадительном электроде;

4 — количество электрических полей по длине электрофильтра;

200 — максимально допустимая температура дымовых газов (С);

5 — допустимое разряжение в электрофильтре (КПа);

Расход летучей золы на выходе в фильтр определятся по формуле, кг/ч:

(28)

где =0,95 — доля золы уносимая газами [6];

— зольность топлива (см. таблицу 6), %;

=0.5% потеря с механическом недожогом.

Расход летучей золы в дымовую трубу, кг/ч:

(29)

где — КПД золоуловителя.

12.9 Золоудаление

Удаление шлака из-под топок, устанавливаемых котлоагрегатов, осуществляется непрерывно с помощью скребкового транспортера, передвигающегося в заполненной ванне. С транспортерами шлак сбрасывается на шлакодробилку, где дробится на куски не более 50 мм, затем поступает в самотечный канал.

Для транспортирования золы и шлака за пределы станции применяются багерные насосы. Транспортирование шлака и золы осуществляется по общему трубопроводу.

Суммарное количество золы и шлака, удаляемое с электростанции, кг/с:

(30)

Расход золы, кг/с:

(31)

Расход шлака, кг/с:

(32)

Расход воды, кг/с:

(92)

Расчетный расход пульпы, м³/ч:

(33)

где =0,5; =0,4; =1 — соответственно удельный вес шлака, золы и воды, т/м³[2]. Диаметр шлакозолопровода, м:

(34)

где =1.7 — расчетная скорость пульпы, м/с.

По расчетному расходу пульпы выбираем багерный насос по типа Гр-8Г с характеристиками:

· Производительность — 280−500 м³/ч;

· Давление на выходе из насоса — 0,39−0,3 МПа;

· Мощность на валу насоса — 49,7−74,5 кВт;

· Мощность электродвигателя — 125 кВт;

· Частота вращения ротора — 985 об/мин.

13. Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количества устанавливаемых труб производиться таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не превышало предельно-допустимых концентраций вредных примесей.

Выбросы золы, кг/с:

(35)

Выбросы оксидов азота, кг/с:

(36)

где — коэффициент, зависящий от режима работы котла.

— поправочный коэффициент, учитывающий качество сжигаемого топлива и способ шлакоудаления.

Выбросы оксидов серы, кг/с:

(37)

где — доля оксидов серы, которая улавливается летучей золой в газоходах котла;

— доля оксидов серы, которая улавливается в золоуловителие.

F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость осаждения вредных веществ в атмосфере:

— для газообразных выбросов

— для золы

Приведенная масса вредных примесей, кг/с:

(38)

Суммарная масса вредных примесей пересчитывается на выбросы оксидов серы. Отношение среднесуточных ПДК в этой формуле являются коэффициентами, учитывающими вредность золы и оксидов азота по сравнению с оксидами серы.

Минимально допустимая высота трубы определяется по формуле, м:

(39)

где A — коэффициент учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе, принимаем равным 200;

m, n — безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса;

N=1 — количество дымовых труб;

V_г — объем удаляемых дымовых газов через трубу;

— коэффициент, учитывающий рельеф местности (зависит >2, то);

— разность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха.

Принимаем высоту трубы равную H=320м. Далее находим следующие коэффициенты.

где D=7,8 — диаметр устья трубы, м;

— скорость газов в выходном сечении трубы, принимаем м/с.

(40)

(41)

(43)

<, принимаем дымовую трубу высотой 320 м, изготавливаем из железобетона.

Эффективная высота дымовой трубы определяется по формуле, м:

(44)

где — скорость ветра на высоте 10 м над уровнем земли, принимаем равной 5 м/с [2]; - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы, по высоте выбранной трубе принимаем 1,75.

14. Выбор системы технического водоснабжения

В технологическом процессе выработки тепла и электрической энергии вода является, во-первых, рабочим телом термодинамического цикла; во-вторых, она служит в качестве теплоносителя, при помощи которого огромные количества тепла перемещаются на станции от более нагретых тел к менее нагретым.

Воду расходуют также в больших количествах для хозяйственных и бытовых нужд. Расход воды зависит от типа электростанции, рода сжигаемого топлива, типа и мощности установленного оборудования, температуры воды, применяемой для охлаждения, степень совершенства эксплуатации станции. В качестве источника циркуляционной воды принимаем пруд — охладитель, так он характеризуется более низкой и устойчивой температурой воды, меньшими ее потерями и не большим расходом электроэнергии на циркуляционные насосы. Схема пруда охладителя представлена на рисунке 8. Площадь от места сброса от места забора:

;

где F_а — активная или транзитная площадь без застойных зон, м²;

— коэффициент использования пруда, зависящий от его формы.

При правильной вытянутой форме пруда, при неправильной, при округленной .

Активная площадь пруда охладителя, м²:

;

где N_к — полная мощность, кВт.

;

Расход технической воды на три турбины — 328 537 м³/ч;

Расход технической воды в систему оборотного водоснабжения — 352 520 м³/ч;

Расход технической воды на маслоохладитель — 8213 м³/ч;

Расход технической воды на охладитель газа и воздуха — 13 141 м³/ч;

Расход технической воды на подшипники — 2628 м³/ч;

Слив с подшипников в систему ГЗУ — 657 м³/ч;

Расход технической воды в систему ГЗУ — 1314 м³/ч;

Расход технической воды на ХВО — 328 м³/ч;

Потери на испарение и фильтрацию — 1314 м³/ч;

Расход технической воды, сбрасываемой в пруд охладитель — 350 877 м³/ч;

Рисунок 8 — Схема циркуляционного охлаждения с прудом охладителем 1- плотина; 2 — дамба; 3 — конденсатор; 4 — водоприемные колодцы; 5 — циркуляционные насосы; 6 — маслоохладитель; 7 — охладитель газа и воздуха; 8 — подшипники; 9 — водоподготовка рабочего тела; 10 — гидрозолоудаление.

15. Генеральный план

Генеральный план — план размещения на выбранной производственной площадке электростанции, ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения: главный корпус с размещаемыми на открытом воздухе дымососами и дымовыми трубами, включающий в себя турбинное и котельное отделение; электрический щит управления; масляное хозяйство; служебные помещения и сооружения подсобного значения; мастерские, гараж, пожарная охрана, а также железнодорожные пути и т. д. Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды.

16. Компоновка главного корпуса

Главным корпусом электростанции называют главное ее здание, в котором размещают основное и связанное с ним вспомогательное оборудование. В главный корпус подается топливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбоагрегатов и для других целей. Из главного корпуса отводится охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы котла, выводится конечная продукция — электрическая энергия и тепловая энергия с паром и горячей водой. Под компоновкой главного корпуса электростанции понимают взаимное размещение оборудования и строительства конструкций. При выборе компоновки главного корпуса основным является принцип размещения оборудования в соответствии с последовательностью технологического процесса.

17. Индивидуальное задание

В качестве индивидуального задания был выполнен расчет и конструирование смешивающего подогревателя низкого давления. Смешивающий подогреватель низкого давления изображен на рис. 7.

Исходные данные:

Давление пара в отборе P_от8= 0,021 МПа;

Давление пара у подогревателя P^/_от8 = 0,02 МПа;

Энтальпия пара

Расход основного конденсата

Энтальпия основного конденсата на входе

Энтальпия основного конденсата на выходе

Рисунок 7 — Смешивающий подогреватель низкого давления

Уравнения теплового и материального баланса для ПНД -1:

Подставив первое уравнение во второе найдем расход пара в подогреватель низкого давления смешивающего типа, кг/с:

где — величина выпара, принимается по [1];

— энтальпия выпара по.

Основное условие эффективной работы подогревателей смешивающего типа — обеспечение равномерного распределения в аппарате взаимодействующих фаз (пара и воды). При этом необходимо обеспечить как можно большую поверхности их соприкосновения. Увеличение поверхности воды можно достигнуть путем дробления ее на капли или тонкие струи.

На рис. 8,9 показана конструкция ПНСВ — 2000 — 1.

Рисунок 8 — Конструкция ПНСВ — 2000 — 1(вид А)

Рисунок 8 — Конструкция ПНСВ — 2000 — 1(вид Б)

Заключение

гидроэлектростанция технический экономический тепловой

В данном курсовом проекте был выполнен проект ГРЭС в г. Назарово мощностью 2400 МВт на твердом топливе Ирша-Бородинского месторождения. В качестве основного оборудования были выбраны три турбины К-800−240 и три котла Пп-2650−255(П-67). При выполнении курсового проекта были произведены следующие расчеты:

1. Расчет принципиальной тепловой схемы с уточнением коэффициента регенерации по небалансу электрической мощности;

2. Расчет технико-экономических показателей проектируемой станции;

3. Расчет выбросов вредных веществ в атмосферу.

Был также произведен расчет и выбор на основании данных, полученных при расчете вспомогательного оборудования (регенеративных подогревателей, деаэратор, насосы, сетевой подогреватель), элементов транспортного хозяйства (система топливо подачи, дутьевой вентилятор, дымосос), дымовой трубы.

Список использованных источников

1. Михайленко С. А., Цыганок А. П. Тепловые электрические станции: Учебное пособие. — Красноярск: ПИ СФУ, 2005. 300 с.

2. Цыганок А. П., Михайленко С. А. Проектирование тепловых электрических станций: Учебное пособие. — Красноярск: ПИ СФУ, 1991. 119 с.

3. Производственная инструкция по эксплуатации подогревателей высокого давления энергоблока 800 МВт*. Введ. 03.09.2009. — Распоряжением Главного инженера филиала «Берёзовская ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия», 2011. 37с.

4. Производственная инструкция по эксплуатации конденсатной системы и ПНД турбоустановки К-800−240*. Введ. 25.09.2009. — Распоряжением Главного инженера филиала «Берёзовская ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия», 2011. 30с.

5. Бойко Е. А., Деринг И. С., Охорзина Т. И. Котельные установки и парогенераторы: Учебное пособие. — Красноярск: ПИ СФУ, 2005. 97с.

6. Инструкция по эксплуатации и техническому обслуживанию сооружения электрофильтров*. Введ. 04.02.2006. — Распоряжением Главного инженера филиала «Берёзовская ГРЭС» ОАО «Э.ОН Россия», 2011. 35с.

7. Ривкин С. Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара./ С. Л. Ривкин, А. А Александров. — М.: Энергоатомиздат, 1984.