Проектирование ГРЭС (стр. 3 из 19)

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

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	Wэ	4000
Максимальная теплофикационная нагрузка, МВт		200
Давление острого пара, бар		240
Температура острого пара, оС		540
Параметры после промежуточного перегрева:
давление, бар		32,4
температура, оС		540
Температура охлаждающей воды, оС		12
Давление пара в конденсаторе, бар		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 W_э = 800 МВт;

Начальные параметры пара:

Давление P₀ = 240 бар;

Температура t₀ = 540 °С;

Параметры после промежуточного перегрева:

Давление Р_пп=32,4 бар;

Температура t_пп=540 ^оС

Давление пара в отборах /1/:

P_отб1 = 61,8 бар;

P_отб2 = 38,5 бар;

P_отб3 = 16,6 бар;

P_отб4 = 10,9 бар;

P_отб5 = 5,9 – 8,3 бар;

P_отб6 = 2,9 – 5,58 бар;

P_отб7 = 1,16 – 1,73 бар;

P_отб8 = 0,218 бар;

Давление в конденсаторе турбины P_к = 0,0343 бар;

Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:

; ;

КПД дросселирования по отсекам:

; ;

Электромеханический КПД h_эм = 0,98;

КПД транспорта h_тр = 0,98;

Температурный график сети для Кемеровской области принимаем

150/70°C /2/;

Расход продувочной воды a_прод = 1,5% от D_пг;

Расход пара на собственные нужды машинного отделения

от D_т;

Расход пара на собственные нужды котельного цеха

от D_т;

Внутристанционные потери конденсата

от D_т;

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

Температура химически очищенной воды t_хов = 30 °С;

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

Нагрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях Dt_пу+Dt_эж = 10°C;

КПД подогревателей поверхностного типа

;

Недогрев воды в ПВД θ_пвд=2 °С;

Недогрев воды в ПНД θ_пнд=4 °С;

Недогрев воды в СП θ_сп=4 °С.

2.3 Определение давления в нерегулируемых отборах пара на сетевые подогреватели

Максимальная тепловая нагрузка на одну турбину, МВт:

Расход сетевой воды, кг/с:

(2.1)

где с – теплоемкость воды, кДж/кг;

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

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

(2.2)

где

– энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг.

Температура сетевой воды за ВС, °С:

(2.3)

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

t^н_ВС=t_ВС+θ_сп (2.4)

t^н_ВС=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:

Р_ВС=

(2.5)

Р_ВС=

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

, (2.6)

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

t_НС=t_ос+Δt (2.7)

t_НС= 70+40,1=110,1

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

t^н_НС=t_НС+θ_сп (2.8)

t^н_НС=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:

Р_НС=

(2.9)

Р_НС=

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

, (2.10)

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:

(2.11)

(точка О^');

Теоретический процесс расширения пара в ЦВД, изображается линией

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

(2.12)

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

Зная энтальпию i_A можно определить точку А на изобаре Р_отб2.