Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной электростанции

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.

 

Экономическая часть

Расчетная часть

Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету

 

Принципиальная тепловая схема блока К-500-240-2 представлена на рисунке 1.1.

Из тепловой схемы видно, что отпуск тепла осуществляется следующим образом: пар из 5 - го отбора подаётся на сетевой подогреватель (СП), где происходит подогрев сетевой воды на отопление, слив конденсата из СП производится в линию основного конденсата перед ПНД-5 с помощью дренажного насоса (ДНС).

Регенеративная схема состоит из 5-и подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора (Д) и 3-х подогревателей высокого давления (ПВД). Слив конденсата из ПВД - каскадный в деаэратор, из ПНД - также каскадный в ПНД-9, а из него в линию основного конденсата.

В схеме также установлены охладитель уплотнений (ОУ) и основной эжектор (ОЭ), которые используются для дополнительного подогрева основного конденсата; блочная обессоливающая установка (БОУ), служащая для удаления солей из основного конденсата.

Для возмещения потерь конденсата в конденсатосборник идёт подпитка химически очищенной водой из ХВО.

В данной схеме установлен питательный турбонасос (ТПН), приводом которого служит турбина, пар на турбопривод поступает из 4-го отбора турбины К-500-240-2.

В схеме используется прямоточный котёл марки П-49 производительностью 1600 т/ч.

Турбина К-500-240-2, одновальная, с однократным промежуточным перегревом пара и с девятью нерегулируемыми отборами пара на регенеративные подогреватели и приводные турбины питательных насосов, четырех-цилиндровая: (1 ЦВД, 1 ЦСД и 2 ЦНД).

Электрическая мощность генератора при полностью открытых клапанах без дополнительных отборов пара сверх регенерации W_э = 500 МВт, (6, стр. 10, таблица 1) с начальными параметрами пара:

Р_о = 240 бар; t_о= 560 ^оС; t_пп = 565 ^оС; Р_к= 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 Р_Д = 7 бар.

Потеря давления пара в промперегреве: ΔР_пп = 9,05%

Коэффициент расхода пара на собственные нужды машинного отделения:

α^мо_сн = 1,2%

Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения:

α^ко_сн = 1,2%.

Внутристанционные потери конденсата: α_ут = 1,1%.

КПД теплообменников: η_то = 0,98.

Температурный график сети в расчетном режиме:

 

t_п / t_о = 150 / 70 ^оС.

 

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:

 

Р_пвд1 = Р₁ · (1 - 0,05)

 

где Р₁ = 57,4 бар - давление в отборе.

Р_пвд1 = 57,4 · (1 - 0,05) = 54,5 бар

Температура конденсата греющего пара за ПВД - 1, (определим по Р_пвд1):

t_к = 269,35 ^оС - параметры насыщения, (11)

Энтальпия конденсата греющего пара за ПВД - 1:

¯t_к = 1181,9 кДж/кг - параметры насыщения, (11)

Температура питательной воды за ПВД-1 с учетом недогрева:

 

t_пв = t_к - Ø_пвд = 269,35 - 2 = 267,35 ^оС

 

Энтальпия питательной воды на выходе:

 

¯t_пв = t_пв · С_в

 

где С_в = 4,186 - удельная теплоемкость воды

¯t_пв = 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 = i_о - i₁

 

где i_о - энтальпия острого пара;

i₁ - энтальпия греющего пара из отбора

h = 3379,2 - 3011,32 = 367,88 кДж/кг

 

Расчет регенеративной схемы

 

Расчет подогревателей высокого давления (ПВД)

Производительность парогенератора, брутто:

 

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

Расход пара на собственные нужды котельного отделения:

 

 

Расход питательной воды:

 

G_пв = D^бр_пг = 394,87 кг/с

 

Расход пара на ПВД - 1:

 

 

где ˉt_пв1 и ˉt_пв2 - энтальпии пит. воды на выходе и входе ПВД-1, (таблица 1.1)

Расход пара на ПВД-2:

 

 

где ˉt_пв3 и ˉt_пв2 - энтальпии пит. воды на вых. и входе в ПВД - 2 (таблица 1.1);

i_отб2 и ¯t_отб2 - энтальпия греющего пара из 2-го отбора и энтальпия конденсата греющего пара 2-го отбора (таблица 1.1).

Расход пара на ПВД-3:

 

 

где ¯t_отб3 - энтальпия конденсата греющего пара из 3-го отбора (таблица 1.1);

i_отб3 - энтальпия греющего пара из 3-го отбора (таблица 1.1)

Повышение энтальпии питательной воды в турбопитательном насосе (ТПН):

 

∆¯t_пв = ∆Р_пн· V_ср / η_пн

 

где ∆Р_пн = (Р_о - Р_д + 1) = (340 · 1,4 - 7 + 1) = 334 бар - давление воды в питательном насосе;

V_ср = 0,001108 м³/кг - удельный объём воды при Р_д = 7 бар и t_д = 164,95 ^оС;

η_пн = 0,75 - КПД питательного насоса

∆¯t_пв = 334 · 10² · 0,001108 / 0,75 = 49,34 кДж/кг

Энтальпия воды за питательным насосом:

 

¯t_пв = ¯t_д1 + ∆¯t_пв

 

где ¯t_д1 - энтальпия конденсата греющего пара после деаэратора (таблица 1.1)

¯t_пв = 697,05 + 49,34 = 746,39 кДж/кг

G_ут = α_ут · D_т

 

G_ут = 0,01 · 390,19 = 3,9019 кг/с.

Материальный баланс деаэратора:

 

D₁ + D₂ + D₃ + D_д + D_ок = G_пв + G_ут (1.48)

 

,47 + 40,062 + 9,52 + D_д + D_ок = 394,87 + 3,9019

 

D_д = 329,72 - D_ок

 

Тепловой баланс деаэратора:

 

(D₁ + D₂ + D₃) · ¯t_отб3 + D_д · i_д + D_ок · ¯t_ок = (G_пв + G_ут) · ¯t_д1

 

где i_д = 3198,78 кДж/кг - энтальпия греющего пара из 4-го отбора, (таблица 1.1);

¯t_ок = 616,97 кДж/кг - энтальпия воды за ПНД - 5, (таблица 1.1);

¯t_д1 = 697,05 кДж/кг - энтальпия конденсата греющего пара, (таблица 1.1).

 

(19,47+40,062+9,52)·860,44+3198,78D_д+616,97D_ок=(394,87+3,9019)·697,05

,102 + 3198,78 D_д + 616,97 D_ок = 277963,95

,78 D_д + 616,97 D_ок = 218548,85

 

Решаем совместно два уравнения:

 

D_д = 329,72 - D_ок

,78 D_д + 616,97 D_ок = 218548,85

,78 · (329,72 - D_ок) + 616,97D_ок = 218548,85

,7416 - 3198,78D_ок + 616,97 D_ок = 218548,85

,8 D_ок = 836152,8916

 

D_ок = 323,864 кг/с

D_д = 5,856 кг/с

Определим D_хов:

 

D_хов = G_ут + D^ко_сн

 

D_хов = 3,9 + 4,68 = 8,58 кг/с

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

Найдём D₄:

 

D₄ = D_д + D_тп

 

где D_тп = 27,47 кг/с

D₄ = 5,856 + 27,47 = 33,326 кг/с

 

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 52000 м³/ч, /4, с. 455/. Расходы технической воды на другие нужды (в процентах от расхода ее охлаждение пара в конденсаторе) следующие:

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

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

,3 - 0,8% на охлаждение подшипников;

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

,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.

G_цв = 50 · D_т · n

 

G_цв = 50 · 390,2 · 3 = 58530 кг/с

где: n = 3 - количество блоков.

Расход на масло и газоохлаждение:

 

G_мас = 2 · D_т · n

 

G_мас = 2 · 390,2 · 3 = 2341,2 кг/с

Расход на охлаждение подшипников:

 

G_под = 0,3 · D_т · n

 

G_под = 0,3 · 390,2· 3 = 351,18 кг/с

Расход воды на питание котлов:

 

G_подп = G_хов· n (1.100)

 

G_подп = 8,58 · 3 = 25,74 кг/с

Расход воды на золоудаление:

 

G_зол = М_зол · n (1.101)

 

G_зол = 88,298 · 3 = 264894 кг/с

Расход воды на хозяйственные нужды:

 

G_хоз = 0,05 · D_т · n (1.102)

 

G_хоз = 0,05 · 390,2 · 3 = 58,53 кг/с

Расход воды на подпитку теплосети:

G_тепл = 0,2 · G_сп

 

G_тепл = 0,2 · 6,37 = 1,274 кг/с

Общий расход воды на электростанции:

 

G_цирк= G_цв + G_мас + G_под + G_подп + G_зол + G_хоз + G_тс

 

G_цирк = 58530 + 2341,2 + 351,18 + 25,74 + 264894 + 58,53 + 1,274

G_цирк = 326201,924 кг/с = 326,202 т/с

 

Общая часть

Требования к компоновке зданий и сооружений на площадке электростанции

 

При разработке компоновки главного корпуса необходимо обеспечить:

а) надежность и бесперебойность, экономичность эксплуатации, безопасные условия работы персонала;

б) возможность быстрого и качественного проведения ремонтов оборудования;

в) быстрое и дешевое сооружение электростанции и увеличение ее мощности.

Компоновка главного корпуса должна, по возможности, легко осуществить технологическую схему станции.

При рациональной компоновке главного корпуса определяющими факторами являются:

а) взаимное размещение котло- и турбоагрегатов;

б) системы топливоподачи, пылеприготовления, золоулавливания, тягодутьевого оборудования, золоудаления для котельной;

в) техническое водоснабжение, система регенеративного подогрева питательной воды, размещение питательных насосов, сетевой подогревательной установки и вспомогательного оборудования турбин;

г) выбор места размещения щитов управления основного и вспомогательного оборудования главного распредустройства, а также распредустройства собственных нужд.

Компоновка главного корпуса зависит от типа проектируемой ТЭЦ, мощности начальных параметров, назначении станции, района и т.д.

Заключение

 

Целью дипломного проекта явилось проектирование мощной электрической станции мощностью 1500 МВт с блоками К - 500 - 240.

Были произведены расчеты:

технико-экономических показателей электростанции;

тепловой расчет принципиальной тепловой схемы;

расчет топливного хозяйства КЭС.

Также были рассмотрены вопросы охраны окружающей среды и безопасности проектируемого объекта.

Выгодность строительства данной электростанции следует из того, что сопоставление технико-экономических показателей основного оборудования КЭС с другим составом оборудования подтверждает экономическую эффективность производства энергии на рассматриваемой станции.

 

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.

 

Экономическая часть

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 U _Т - затраты на топливо;

U _ЗП - расходы на оплату труда;

U _А - амортизация основных производственных фондов;

U _ТР - расходы на ремонт основных фондов;

U _ПР - 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 Т_РЕМ - время простоя в ремонте, ч,

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (1.3)

 

где N _УСТ - установленная мощность станции, МВт;

Т_УСТ - число часов использования установленной мощности, ч.

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

 

, (1.4)

 

где Т_Р - число часов фактической работы, ч.

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

 

, (1.5)

 

где n _БЛ - число блоков

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

 

, (1.6)

 

где b_XX - удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата, т у.т./МВт ч.;

b ₁ и b ₂ - относительный прирост расхода топлива соответственно до точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т./МВт ч.;

Р_ЭК и Р_Н - экономическая и номинальная мощности, МВт.

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

, (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 n _У - штатный коэффициент;

Ф_ЗП - средняя зарплата одного работника за год;

Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (1.11)

 

где H_A - средняя норма амортизации станции в целом;

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

 

, (1.12)

 

где К^/ и К_БЛ - капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб.;

d_i - коэффициент, учитывающий район размещения;

к_УД - коэффициент удорожания в ценах текущего года.

Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

 

, (1.13)

 

где Н_ТР - 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.