Файл: Спроектировать грэс мощностью 1200 мвт в районе Среднего Урала.docx

инистерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования «Уральский федеральный университет имени первого

Президента России Б. Н. Ельцина» (УрФУ)

Институт УралЭНИН

Кафедра/департамент Теплоэнергетики и теплотехники (ТиТ)

Оценка _______________________

Руководитель курсового

проекта Чернова М.Б.

Член комиссии _________________

Дата защиты ____________

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

по теме: Спроектировать ГРЭС мощностью 1200 МВт в районе Среднего Урала

Студент: ___________Петин_К. А.__ ____ рроррорррр__________________

(ФИО) (подпись)
Группа: _____________ЭН-480012________________

Екатеринбург

2022

Исходные данные 2

ГЛАВА 1. Выбор типа и количества турбин 3

1.1. Построение процесса работы пара в турбине в h-s диаграмме.Определение параметров пара 4

1.2. Расчёт тепловой схемы 6

Принципиальная тепловая схема 7

Расчёт сетевых подогревателей 8

1.2.2. Расчет подогревателей высокого давления (ПВД) 11

1.2.3. Расчет деаэратора 12

1.2.4. Расчет подогревателей низкого давления (ПНД) 14

ГЛАВА 2. Выбор типа и количества паровых котлов 19

ГЛАВА 3. Выбор вспомогательного оборудования ТЭС 20

3.1 Выбор вспомогательного оборудования турбинного цеха 20

3.1.1 Выбор питательных насосов 20

3.1.2 Выбор конденсатных насосов 21

3.1.3 Выбор циркуляционных насосов 21

3.1.4 Выбор сливных насосов (дренажных насосов ПНД) 22

3.1.5 Выбор эжекторов 22

3.1.6 Выбор основных деаэраторов 22

3.1.7 Выбор подогревателей системы регенерации 23

ГЛАВА 4. Комплектующие для котлов ТГМП 24

ГЛАВА 5. Выбор оборудования, предназначенного для охраны окружающей среды от вредных выбросов. 24

5.1 Расчёт дымовой трубы 24

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 26

Исходные данные

Давление острого пара: p₀= 23,5 МПа;
Температура острого пара: t₀= 540C;
Давление пара после ЦВД: p_{после ЦВД}= 3,9 МПа;
Давление пара на выходе из ЦСД: p_{вых ЦСД}= 0,263 МПа;
Давление в конденсаторе: p_к= 0,004 МПа;
Относительный внутренний КПД ЦВД: = 0,87;
Относительный внутренний КПД ЦСД: = 0,89;
Относительный внутренний КПД ЦНД: = 0,9;
Давление пара перед клапанами ЦСД: p_{перед кл. ЦСД}= 3,52 Мпа;
Давление в деаэраторе: p_д= 0,686 МПа;
Коэффициент регенерации: k=1,24;
Электрическая мощность: N_э=300 МВт;
Электромеханический КПД турбины: = 0,99;
Расход пара на собственные нужды: D_сн= 0,012D_т;
КПД подогревателя: = 0,98;
Тепловая нагрузка: Q_т= 30,1 Гккал/ч;
Температура прямой сетевой воды: =150C;
Температура обратной сетевой воды: =70C;
Расход пара на эжектор: D_эж= 0,278 кг/c;
Энтальпия пара на эжектор: I_эж= 2762 кДж/кг;
Недогрев среды в охладителе дренажа: t_од= 5C;
Недогрев сетевой воды в сетевом подогревателе: t_сп= 3C;
Расход пара на эжектор уплотнений: D_упл= 0,186 кг/c;
Расход химически очищенной воды: D_ХОВ= 5,24 кг/c;
Расход свежего пара: D₀= 950 т/ч;
Расход перегретого пара: D_пп= 760 т/ч;
Энтальпия питательной воды: i_пв= 276,5 ккал/кг;
Низшая теплота сгорания топлива: = 4000 ккал/нм³;
КПД котельного агрегата брутто: =0,9157;
Коэффициент избытка воздуха за воздухоподогревателем: =1,61;
Температура уходящих газов: t_вп= 125C;
Температура холодного воздуха: t_хв= 20C;
Утечки воздуха в воздухоподогревателе:  = 0,2;
Коэффициент запаса по производительности:  = 1,10;
Коэффициент избытка воздуха в топке: = 1,3;
Присос воздуха в топке:  = 0,1;
Число котлов, установленных на станции: z = 6 двухкорпусных котлов;
Температура дымовых газов на выходе из устья дымовой трубы: t_ух=115C;
Число дымовых труб: N = 2;
Скорость газов на выходе из дымовой трубы: w₀ = 20 м/c.

ГЛАВА 1. Выбор типа и количества турбин

Мощность турбоагрегатов выбирается по возможности наибольшей для данного вида топлива с учётом перспективного развития объединённой энергосистемы, но не менее двух турбин. Выбираем для ГРЭС мощностью 1200 МВт 4 турбины типа К-300-240 ХТГЗ. Данная турбина мощностью 300 МВт, рассчитана на параметры 23.5 МПа и 540 C с промежуточным перегревом пара до 540C, давлением в конденсаторе 3,43 кПа при частоте вращения 50 Гц, впервые изготовлена в 1960 г. Она устанавливается в блоке с прямоточным котлом производительностью 960 т/ч. Свежий пар поступает во внутренний корпус ЦВД и протекает через одновенечную регулирующую ступень и десять нерегулируемых ступеней. Далее пар покидает ЦВД и по двум трубам направляется на промежуточный перегрев, откуда также по двум трубам подводится к двум комбинированным клапанам ЦСД. Далее пар проходит ЦСД и направляется в ЦНД, который является трёхпоточным и симметричным. Отработавший в турбине пар тремя потоками направляется в конденсатор типа К-15240.

Характеристики отборов турбины

№ отбора	Цилиндр	Место отбора за i-ой ступенью	Давление пара в отборе, МПа
I	ЦВД	За 9-ой ступенью	6,05
II	ЦВД	Из холодных ниток промперегрева	3,9
III	ЦСД	За 4-ой ступенью	1,56
IV	ЦСД	За 8-ой ступенью	0,61
V	ЦСД	За 10-ой ступенью	0,36
VI	ЦСД	Из паровпускной полости 2-го и 3-го потоков	0,21
VII	ЦНД	За 1-ой ступенью 1-го потока	0,118
VIII	ЦНД	За 2-ой ступенью 2-го и 3-го потоков	0,054
IX	ЦНД	За 3-ей ступенью 2-го и 3-го потоков	0,023

1.1. Построение процесса работы пара в турбине в h-s диаграмме.Определение параметров пара

Параметры точки O:

P₀ = 23,5 МПа;

t₀ = 540C;

Параметры точки O^’:

МПа;

= 540C;

= 3339 кДж/кг;

Параметры точки А:

=3.9 Мпа; t_{после ЦВД}=315 C;

кДж/кг;

Параметры точки А^’:

=3,7*0,95=3,52 Мпа;

= 540C;

= 3542 кДж/кг;

Параметры точки B:

=2810 кДж/кг;

=0,263 Мпа;

=3542-(3542-2810)*0,89=2890,52 кДж/

Параметры точки B^’:

=0,263*0,95=0,250 Мпа;

=2890,5 кДж/кг;

Параметры точки K:

=2240 кДж/кг;

=0,004 Мпа;

=2890,5 -(2890,5 -2240)*0,9= 2305,05 кДж/кг;

1.2. Расчёт тепловой схемы

Таблица параметров основных элементов схемы

Наименование величины	Элементы схемы
Наименование величины	ПВД 8	ПВД 7	ПВД 6	Деаэратор	ПНД 5	ПНД 4	ПНД 3	ПНД 3а	ПНД 2	ПНД 1	Конденстор	СП1	СП2
P_{отб. пара}, МПа	6,05	3,9	1,56	1,56	0,61	0,36	0,21	0,118	0,054	0,023	0,004	0,21	0,61
h_пара, кДж/кг	3080	3005	3290	3290	3080	2950	2840	2795	2640	2510	2305	2840	3080
P_{в подогрев.}, МПа	6,05	3,9	1,56	0,686	0,61	0,36	0,21	0,118	0,054	0,023	-	0,21	0,61
h_{конд.гр.пара},кДж/кг	1216,5	1080,2	853,1	693,53	673,2	588,5	511,3	437,26	348,6	264,24	-	511,3	673,2
h_{воды на вых}, кДж/кг	1208,1	1071,8	844,7	693,53	652,2	567,5	490,3	416,26	327,6	243,24	121,4	489,31	647,27
h_{воды на вх}, кДж/кг	1071,8	844,7	3	652,2	567,5	490.3	485,12	330,6	243,24	160,06	-	329,82	489,31
h_{дренажа пара}, кДж/кг	1113,7	866,6	756,2	-	673,2	588,5	511,3	437,26	348,6	264,24	-	511,3	673,2

* Давление пара в подогревателях примем равным давлению в отборах (исключение - деаэратор)

Принципиальная тепловая схема

1 – блоки парораспределения; 2 – паропроводы свежего пара; 3 – ЦВД, ЦНД, ЦСД турбины; 4 – парогенератор; 5 – блоки клапанов промперегрев; 6 – конденсатор; 7 – конденсатные насосы 1 ступени; 8 – обессоливающая установка; 9 – эжекторная группа; 10 – конденсатный насос 2 ступени; 11 – клапан регулятора уровня в конденсаторе; 12-16 – ПНД №1, №2, №3, №4, №5; 17 – ПНД №6 с пароохладителем; 18 – деаэратор; 19 – бусторный насос; 20 – главный питательный насос; 21 – пускорезервный питательный насос; 22-24 – ПВД №1, №2, №3; 25 – охладитель дренажа ПНД №3; 26 – распределительный бак; 27 – дренажный насос ПНД №2 (ДН-2); 28 – трубопровод дренажа ПНД №1; 29 – пиковый сетевой подогреватель; 30 – основной сетевой подогреватель; 31 – охладитель дренажа; 32 – испаритель; 33 – дренажный насос (ДН-1); 34 – генератор; 35 – возбудитель; 36 – клапан обратный; 37 – клапан, регулирующий ПНД и ПВД; 38 – насос сетевой воды; 39 – циркуляционный насос

I-IX – номера регенеративных отборов пара из турбины