Выбор теплоэнергетического оборудования для ТЭЦ

Содержание

Введение…………………………………………………………………………….. 4

1 Выбор типоразмера и количества турбин ГРЭС-2400 МВт……..…………...... 6

1.1 Выбор паротурбинной  установки.……………………………………………. 6

1.2 Паротурбинная установка  К-800-240-5………………..…..…….……………. 7

1.3 Конструкция турбины …………………………………………...…………….. 9

1.4 Регулирование и защита….………...………………………………………… 10

2  Изображение и описание  принципиальной тепловой схемы  выбранной турбинной установки……..…………………………………………………………... 12

3 Определение количества  парогенераторов и типоразмера  ………………….. 14

3.1 Выбор типоразмера парогенератора…………………………………………. 14

4 Изображение и краткое  описание структурной схемы ГРЭС – 2400 МВт….. 17

5 Выбор оборудования, входящего  в состав турбинной установки…………… 19

5.1 Назначение и краткое  описание вспомогательного оборудования………... 19

5.2 Конденсационная установка……………………………………………….… 19

5.3 Питательный насос…………………………………………………………… 21

5.4 ПНД, ПВД ………………………………………………………..………….... 22

5.5 Деаэратор ……….…………………………………………………………….. 27

5.6 Маслоохладитель …………………………………………………………….. 28

6 Определение расчетного расхода топлива …………………………………… 29

6.1 Определение объема  дымовых газов………………………………………... 31

6.2 Определение энтальпии  продуктов сгорания………………………………. 32

6.3 Определение потерь  тепла в парогенераторе………………………………. 33

6.4 Определение расхода  топлива парогенераторной установкой……………. 33

Заключение……………………………………………………………………….. 35

Список использованной литературы……………………………………………. 36

Приложение А……………………………………………………………………. 37

Приложение В……………………………………………………………………. 39

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

 

Казахстан обладает крупными запасами энергетических ресурсов (нефть, газ, уголь, уран) и является энергетической державой. По итогам 2010 года Казахстан является нетто-импортёром электроэнергии: на севере Казахстан экспортирует электроэнергию в Россию, а на юге покупает её у Киргизии и Узбекистана).

Суммарная установленная мощность всех электростанций Казахстана составляет 18 992,7 МВт электроэнергии. К сожалению, выработка большинства электростанций не достигает установленной мощности. Выработка по типу электростанций распределяется следующим образом:

• ТЭС (тепловые электростанции) — 87,7 %;
• КЭС (конденсационная электростанция) — 48,9 %;
• ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) — 36,6 %;
• ГТЭС (газотурбинная электростанция) — 2,3 %;
• ГЭС (гидроэлектростанции) — 12,3 %.

Около 70 % электроэнергии в Казахстане вырабатывается из угля, 14,6 % — из гидроресурсов, 10,6 % — из газа и 4,9 % — из нефти.

Основной объем электроэнергии в Казахстане вырабатывают 37 тепловых электростанций, работающих на углях Экибастузского, Майкубинского, Тургайского и Карагандинского бассейнов. Крупнейшая из построенных в Казахстане — ГРЭС-1 Экибастуза — 8 энергоблоков с установленной мощностью 500 МВт каждый, однако в настоящее время располагаемая мощность станции составляет 2250 МВт. Наибольшую выработку электроэнергии осуществляет Аксуйская (Ермаковская) ГРЭС. В 2006 году эта станция выработала 16% всей электроэнергии, произведённой в Казахстане.

Электрические станции разделяются на электростанции национального значения, электростанции промышленного назначения и электростанции регионального назначения.

К электрическим станциям национального значения относятся крупные тепловые электрические станции, обеспечивающие выработку и продажу электроэнергии потребителям на оптовом рынке электрической энергии Республики Казахстан:

• ТОО «Экибастузская ГРЭС-1»;
• АО «Станция Экибастузская ГРЭС-2»;
• АО «Евроазиатская Энергетическая Корпорация» (Аксуская ГРЭС);
• ТОО ГРЭС «Корпорация Казахмыс»;
• АО «Жамбылская ГРЭС»,

Потребители электроэнергии:

• промышленность — 68, 7 %
• домашние хозяйства — 9,3 %
• сектор услуг — 8 %
• транспорт — 5,6 %
• сельское хозяйство — 1,2 %.

Общая протяжённость электрических сетей общего пользования в Республике Казахстан составляет:

• сети с напряжением 1150 кВ — 1,4 тыс. км (в настоящее время эксплуатируются на напряжении 500 кВ)
• сети с напряжением 500 кВ — более 5,5 тыс. км
• сети с напряжением 220 кВ — более 20,2 тыс. км
• сети с напряжением 110 кВ — около 44,5 тыс. км
• сети с напряжением 35 кВ — более 62 тыс. км
• сети с напряжением 6—10 кВ — около 204 тыс.

При передаче и распределении электроэнергии имеются большие потери — 21,5 %

Линии электропередачи и распределительные сети Казахстана разделены на 3 части: две на севере и одна на юге, каждая из которых соединена с какой-либо внешней энергетической системой (Единой энергетической системой России на севере и Объединённой энергетической системой Средней Азии на юге). Соединяются эти системы между собой только одной линией. В настоящее время ведётся строительство второй линии, соединяющей Северную и Южную энергосистемы и рассматривается возможность строительства линии, соединяющей Западную энергосистему с Северной.

Энергетические компании Казахстана: Мангистауский Атомно-Энергетический Комбинат — генерирующая компания Актау, энергоснабжающая организация Мангистауской области; Самрук-Энерго — государственный энерго холдинг; KEGOC — национальный оператор сетей; Алатау Жарык Компаниясы — распределительная электросетевая компания Алматы; АлматыЭнергоСбыт — энергоснабжающая организация Алматы; Алматинские Электрические Станции — генерирующая компания Алматы; Актобе ТЭЦ — генерирующая компания Актобе; АстанаЭнергоСбыт — энергоснабжающая организация Астана; Атырау Жарык — распределительная электросетевая компания Атырау; Уран Энерго — сетевая компания. [1]

Целью курсовой работы является выбор теплоэнергетического оборудования ГРЭС – 2400 МВт.

Задачи курсовой работы:

1. Выбор типоразмера и количества турбин по заданной мощности.

2. Выбор количества парогенераторов и типоразмера по расходу свежего пара на турбину и виду топлива.

3. Составление структурной схемы ГРЭС.

4. Выбор оборудования, входящего в состав турбинной установки.

5. Определение расчетного расхода топлива заданного типа ГРЭС-2400.

 

 

 

 

1.Выбор типоразмера и количества турбин ГРЭС – 2400 МВт

  

1.1    Выбор паротурбинной установки

 

 

Наиболее крупные электростанции называются ГРЭС – государственными районными электростанциями, назначение которых — производство электрической энергии с использованием конденсационных турбин. На ГРЭС применяется органическое топливо: твердое топливо, преимущественно уголь разных сортов в пылевидном состоянии, газ, мазут и т. п. Тепло, выделяемое при сжигании топлива, передаётся в котельном агрегате (парогенераторе) рабочему телу, обычно — водяному пару. Тепловая энергия водяного пара преобразуется в конденсационной турбине в механическую энергию, а последняя в электрическом генераторе — в электрическую энергию. Отработавший в турбине пар конденсируется, конденсат пара перекачивается сначала конденсатным, а затем питательным насосами в парогенератор. Таким образом, создаётся замкнутый пароводяной тракт: парогенератор с пароперегревателем — паропроводы от котла к турбине — турбина — конденсатор — конденсатный и питательные насосы — трубопроводы питательной воды — парогенератор. Схема пароводяного тракта является основной технологической схемой паротурбинной электростанции и носит название тепловой схемы ГРЭС. Как правило, ГРЭС имеют мощность более 1 млн. кВт и оборудованы энергетическими блоками мощностью 160-1200 МВт.

На крупных паротурбинных электростанциях с промежуточным перегревом пара устанавливают, как правило, моноблоки.

Паропроизводительность паровых котлов энергоблока выбирают по максимальному расходу пара на турбинную установку с запасом 3%, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине.

Параметры пара паровых котлов выбирают с учетом потерь давления и температуры при транспорте его, при начальных параметрах пара перед турбиной 12,7 МПа, 560˚С или 23,5МПа, 540˚С, у паровых котлов они равны соответственно 13,7 МПа, 565˚С и 25 МПа, 545˚С.

Тип теплофикационных турбин выбирают, исходя из энергетических нагрузок, вида, параметров и режимов теплового потребления.

Число турбин каждого типа зависит от размеров и параметров теплового потребления. Набор таких турбин определяют предварительно по оценочным приближенным расчетам и уточняют в результате детальных расчетов тепловой схемы.

      Исходя из полученного типа станции и мощности, ГРЭС 2400 МВт, я выбрала паровую турбину К-800-240-5 мощностью 800 МВт. Количество турбин находим по формуле:

 

nт =Nобщ/Nт      (1)

nт = 2400/800=3 шт,

 

где Nобщ – общая мощность станции,

Nт – мощность одной турбины,

nт – количество турбин.

На ГРЭС – 2400 МВТ принимаем к установке три  теплофикационные турбины  К-800-240-5. [3]

 

 

       1.2 Паротурбинная установка К-800-240-5

 

 

       Конденсационная паровая турбина К-800-240-5, номинальной мощностью 800 МВт, с начальным давлением пара 23,5 МПа, предназначена для привода генератора переменного тока типа ТВВ-800-2 с частотой вращения ротора   3000 об/мин и мощностью 800МВт для работы в блоке с прямоточным котлом. Турбогенератор имеет непосредственное охлаждение обмотки статора дистиллированной водой, непосредственное форсированное охлаждение обмотки ротора водородом, внешней поверхности ротора и сердечника статора — водородом.

 

Таблица 1

Номинальные значения основных параметров турбины К-800-240-5

Параметры	Единицы измерения	Величина
Мощность	МВт	850
Начальные параметры пара: давление температура	МПа 0С	23,5 540
Параметры пара после промежуточного перегрева: давление температура	МПа 0С	3,3 540
Максимальный расход свежего пара	т/ч	2650
Температура воды: питательной охлаждающей	0С	274 12
Расход охлаждающей воды	т/ч	73000
Давление пара в конденсаторе	кПа	3,4

 

 

Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды (основного конденсата) в ПНД, деаэраторе и ПВД до температуры 274 0С (при номинальной нагрузке турбины и питании приводной турбины главного питательного насоса паром из отборов турбины).[3]

 

Таблица 2

Характеристика регенеративных отборов пара

 

Потребитель пара	Параметры пара в камере отбора (расчётные)		Количество отбираемого пара (расчётное), т/ч	Номер ступени, за которой производится отбор
	Давление, МПа, абс.	Температура пара, 0С
ПВД №8	6,05	343	175	9-я
ПВД №7	3,78	286	211	12-я
Турбоприводы	1,64	422	127	-
ПВД №6	1,64	422	107	15-я (24-я)
Деаэратор	1,08	385	5,0	15,2 т/ч из уплотнений 17-я (26-я)
ПНД №4	0,588	311	91	19-я (28-я)
ПНД №3	0,284	231	87,6	ЦСД – 21-я (30)
ПНД №2	0,114	147	118,3	32-я (37-я) 42-я (47-я) 52-я (57-я)
ПНД №1	0,020	60	87,6	34-я (39-я) 44-я (49-я) 54-я (59-я)