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.
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 |
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 Wэ = 800 МВт;
Начальные параметры пара:
Давление P0 = 240 бар;
Температура t0 = 540 °С;
Параметры после промежуточного перегрева:
Давление Рпп=32,4 бар;
Температура tпп=540 оС
Давление пара в отборах /1/:
Pотб1 = 61,8 бар;
Pотб2 = 38,5 бар;
Pотб3 = 16,6 бар;
Pотб4 = 10,9 бар;
Pотб5 = 5,9 – 8,3 бар;
Pотб6 = 2,9 – 5,58 бар;
Pотб7 = 1,16 – 1,73 бар;
Pотб8 = 0,218 бар;
Давление в конденсаторе турбины Pк = 0,0343 бар;
Расчётные значения внутреннего относительного КПД по отсекам:
; ;КПД дросселирования по отсекам:
; ;Электромеханический КПД hэм = 0,98;
КПД транспорта hтр = 0,98;
Температурный график сети для Кемеровской области принимаем
150/70°C /2/;
Расход продувочной воды aпрод = 1,5% от Dпг;
Расход пара на собственные нужды машинного отделения
от Dт;Расход пара на собственные нужды котельного цеха
от Dт;Внутристанционные потери конденсата
от Dт;Потеря давления пара в трубопроводах до регенеративных подогревателей – 5%;
Температура химически очищенной воды tхов = 30 °С;
Температура воды, сливаемой из подогревателя химочищенной воды в техническую канализацию tсл = 60 °С;
Нагрев воды в сальниковых и эжекторном подогревателях Dtпу+Dtэж = 10°C;
КПД подогревателей поверхностного типа
;Недогрев воды в ПВД θпвд=2 °С;
Недогрев воды в ПНД θпнд=4 °С;
Недогрев воды в СП θсп=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:
tнВС=tВС+θсп (2.4)
tнВС=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:
РВС=
(2.5)РВС=
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:
tНС=tос+Δt (2.7)
tНС= 70+40,1=110,1
Температура конденсата пара из НС с учетом недогрева, °С:
tнНС=tНС+θсп (2.8)
tнНС=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:
РНС=
(2.9)РНС=
Энтальпия сетевой воды за нижним сетевым подогревателем (НС), кДж/кг:
, (2.10)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 iB=2853,9 кДж/кг – энтальпия пара в конце теоретического процесса расширения в ЦВД.
Зная энтальпию iA можно определить точку А на изобаре Ротб2.