Введение 6
1. Описание объекта реконструкции 7
1.1. Топочная камера 9
1.2. Пароперегреватель первичного пара 11
1.3. Пароперегреватель вторичного пара 12
1.4. Подъемный газоход 13
1.5. Тягодутьевое оборудование 13
1.6. Центральный пылезавод 14
2. Анализ работы котельного агрегата блока №7 16
3. Анализ возможных вариантов решения задачи 19
4. Расчетная часть 23
4.1. Поверочный тепловой расчет котельного агрегата 23
4.2. Расчет системы пылеприготовления 35
4.3. Гидравлический расчет газовоздушного тракта 39
4.4. Выбросы загрязняющих веществ 47
5. Экономическая часть 51
5.1. Капитальные вложения 51
5.2. Себестоимость отпускаемой энергии 51
5.3. Эффективность инвестиционного проекта 51
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 53
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 54
Назаровская ГРЭС—тепловая электростанция, расположенная в городе Назарово Красноярского края. Дата основания-9 ноября 1961 г.Ввод вэксплуатацию последнего блока был осуществлён в1968 году. В качестве топлива используется бурыйугольразреза«Назаровский»(Канско-
Ачинскийугольныйбассейн),расположенного в пяти километрах от ГРЭС. Тепловая электростанция расположена на левом берегу притока Оби—реки Чулым, вода которой используется в целях её охлаждения.
Станция работает главным образом в конденсационном режиме, вырабатывая преимущественно электроэнергию, но может работать и в теплофикационном режиме, обеспечивая теплом промышленные и сельскохозяйственные предприятия, предприятия социальной сферы и жилые дома города Назарово. Среднегодовая выработка электричества составляет приблизительно 5,4млрдкВт-ч, тепловой энергии—588тыс.Гкал. Выдача электроэнергии осуществляется с шин напряжений 110, 220 и 500 кВт города Красноярск, Ачинск, Ужур, Лесосибирск, а также в соседние регионы- Кузбасс, Республику Хакасия и Республику Тыва.
Станция возводилась как флагман тепловой энергетики Красноярского края. По проекту должна была иметь мощность 1 400 МВт. Оборудование включает 6 блоков мощностью по 135 МВт и 1 энергоблок мощностью 498МВт,12паровыхкотловпроизводительностью по 270тчн 2котла по 800тА
В середине прошлого века начался бурный рост промышленности нашейстраны, освоение новых нефтегазовых, угольных месторождений Сибири. Всеэто требовало увеличения количества электроэнергии.В 1963 году вышлопостановление Совета Министров СССРо создании опытного энергоблокаединичной мощностью 500 МВт. Местом его строительства была выбрана Назаровская ГРЭС, расположенная вблизи разведанных месторождений канско-ачинских углей, на которых предполагалось построить более десятисверхмощных ТЭС.
Проект экспериментального энергоблока П7разрабатывался Ленинградским отделением института «Теплоэнергопроект».В состав энергоблока вошли двухкорпусной котлоагрегат Пп-1600/255 ж П-49 (пилотный образец малогабаритного котла, разработанный ЗиО для сжигания канско-ачинского бурого угля) и турбина К-500-240-1 ХТГЗ (головной образец). Освоение первого сверхмощного энергоблока происходило очень сложно. Серьёзные конструктивные недостатки турбины и котлоагрегата проявились с первых дней эксплуатации. Котлоагрегат П-49 за всю историю эксплуатации не смог длительно нести проектную (1600 т/час) паровую нагрузку из-за сильного шлакования поверхностей нагрева. Данная проблема, несмотря на ряд технических перевооружений сохраняется и по сей день.
В данном проекте рассматривается возможность варианта реконструкции котельного агрегата П-49 с заменой топочной камеры и отказ от технологии НТВ сжигания.
Для энергоблока 500 МВт предложен N-образный котел с кольцевой топкой, рассчитанный на сжигание бурых углей Канско-Ачинского угольного бассейна. Данный котел производительностью 800 т/ч установлен в существующей ячейке. Принципиальной особенностью конструкции котла является кольцевая топка, представляющая собой восьмигранную призматическую камеру с условным диаметром по наружной камере 18 м, внутри которой соосно по всей высоте установлена полая восьмигранная экранированная вставка с условным диаметром 8 м, высота топочной камеры 38 м.
Произведен поверочно-конструкторский тепловой расчет котлоагрегата с кольцевой топкой с целью определения температур по газовому и пароводяному тракту, температура в ядре факела составила 1631 °C и на выходе из топочной камеры 1002OC. Найдены требуемые площади поверхностей нагрева, по которым были оценены объемы реконструкции. Расчетный расход топлива на котел составляет 52,03 кг/с, КПД котельного агрегата составил 90,46.
Топочная камера оборудуется 24-мя основными регулируемыми прямоточными горелками расположенными на восьми наружных гранях топки в три яруса по тангенциальной схеме (по касательным к внутренней вставке). По результатам расчета системы пылеприготовления был выбран сушильный агент в виде дымовых уходящих газов, забираемых из поворотной камеры с температурой 725OC, подобраны новые мельницы (МВ 2700/850/590) в количестве 12 штук и уход от ЦПЗ к индивидуальной системе с прямым вдуванием.
В аэродинамическом расчете газового и воздушного тракта определено изменение производительности и напора тягодутьевых машин с переводом котла на новую технологию сжигания. В ходе расчета были выбраны два дутьевых вентилятора ВДН-25х2 с производительностью 460 тыс.м3/ч и напором 9102,77 Па и два дымососа ДОД-31,5 с производительностью 987 тыс.м3/ч и напором 3517,72 Па.
Оценка изменения количества выбросов загрязняющих веществ и проверка условий рассеивания установленной дымовой трубы показала снижение выбросов оксидов азота до 305,92 г/с при существующей высоте трубы 250 м.
По полученным данным была посчитана смета затрат на реконструкцию котла, определена себестоимость электроэнергии и сроки окупаемости. Себестоимость отпущенной энергии составляет 1,18 руб./кВт-ч. Капитальные вложения составляют 157,856 млн.руб. Простой срок окупаемости инвестиционного проекта составляет 6 лет, дисконтированный - 10. Проект мало рисковый, о чем говорит резерв безопасности по проекту.
