Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

Дипломный проект Консультант О.Г. Куликова Автор дипломного проекта З.Ю. Будаев Рецензент Фёдоров В.Д Руководитель Н.В. Барихина Содержание Введение 1.Технологическая часть 1.1 Описание тепловой схемы станции 1.2 Описание и выбор основного оборудования 1.3 Описание компоновки оборудования 1.4 Описание газового хозяйства 1.5

Описание химической водоочистки питательной воды 1.6 Эксплуатация основного оборудования 1.7 Автоматизация тепловых процессов 2. Расчетная часть 2.1 Расчет расхода топлива 2.2 Расчет и выбор тягодутьевых машин 2.3 Расчет и выбор дымовой трубы 2.4 Расчет и выбор деаэратора питательной воды 2.5 Расчет и выбор насосов 3. Специальная часть 3.1 Годовые издержки (затраты) производства 3.1.1

Затраты на технологическое топливо 1.2 Цена одной тонны условного топлива 1.3 Затраты на покупную электрическую энергию 1.4 Затраты на технологическую воду 1.5 Затраты на оплату труда 3.2 Затраты на социальные нужды 3.3 Затраты на амортизацию основных фондов 3.4 Затраты на текущий ремонт 3.5 Прочие расходы 3.6 Суммарные расходы по котельной 3.6.1

Расходы на электроэнергию и воду (энергетические затраты) 6.2 Затраты на содержание персонала 6.3 Затраты на содержание оборудования 3.7 Расчет себестоимости тепловой энергии 7.1 Себестоимость топливной составляющей 7.2 Себестоимость составляющей затрат на покупную электроэнергии 7.3 Себестоимость составляющей затрат на техническую воду 3.7.4

Составляющая затрат на содержание персонала 3.8 Составляющая затрат на оборудование 8.1 Составляющая прочих затрат 3.9 Оценка эффективности (рентабельности) 3.10 Определение структуры затрат котельной 10.1 Топливная составляющая 10.2 Энергетическая составляющая 10.3 Составляющая затрат на техническую воду 10.4 Составляющая затрат на содержание персонала 3.10.5

Составляющая затрат на содержание оборудования 10.6 Составляющая прочих затрат 3.11 Расчёт абсолютных и удельных капитальных вложений 11.1 Расчёт абсолютных капитальных вложений 11.2 Расчёт удельных капитальных вложений 11.3 Расчёт технических показателей котельной 11.4 Годовой отпуск тепла потребителю 11.5 Годовой расход условного топлива 4. Противопожарная безопасность 5.Защита окружающей среды

Введение Энергетике принадлежит ведущая роль в развитии всех отраслей промышленности страны. На современном этапе эта роль существенно возрастает, а производство и потребление электрической энергии постоянно увеличивается. В течение всего развития отечественной энергетики происходят значительные изменения в структуре генерирующих мощностей, в условиях работы и эксплуатации оборудования ТЭС. Строительство крупных базовых ТЭС с мощными энергоблоками, с одной стороны, и изменение характера

потребления электрической энергии, с другой стороны, выдвинули ряд новых проблем, решение которых явилось первостепенной задачей. К основным из них следует отнести проблему покрытия переменной части графика электрических нагрузок ОЭС России и повышения эффективности работы оборудования ТЭС в целом. Постоянное увеличение доли мощных энергоблоков в располагаемых мощностях объединенных энергосистем привело к острой необходимости привлечения оборудования базовых

ТЭС к регулированию нагрузок энергосистем. Эта проблема приобрела актуальность для ОЭС Северо-запада, Юга, Центра еще в начале 60-х годов, а в дальнейшем и для Единой европейской энергосистемы России. Отсутствие в течение длительного периода времени высокоманевренных энергоблоков и сохранение тенденции роста неравномерности суточного и недельного электропотребления усугубляют поставленную задачу и требуют уже в настоящее время масштабного привлечения действующих энергоблоков

мощностью 150—1200 МВт с газо-мазутными и пылеугольными котлами для регулирования графиков нагрузок энергосистем. В связи с вышеизложенным становятся весьма актуальными задачи по вводу в эксплуатацию, и в первую очередь в европейской части страны, ГАЭС, ГТУ, ПТУ, а также высокоманевренных энергоблоков. Однако темпы их освоения в настоящее время очень низкие.

Реформа энергетики выдвигает на первый план такие проблемы, как: На конкурентном рынке электроэнергии успешными будут являться те участники, которые смогут оперативно и грамотно реагировать на постоянно меняющиеся условия, предлагаемые потребителями. Для всех участников рынка электроэнергии встанет задача по снижению удельных затрат топлива, следовательно, одним из важнейших критериев, характеризующих любую из электростанций, работающих на органическом топливе,

является показатель расхода топлива затраченного на выработку 1кВт×ч электроэнергии (удельный расход топлива). Участники рынка будут придерживаться принципа наименьших затрат, а следовательно, для покрытия базовой части графика электрических нагрузок будет использоваться более экономичное оборудование, а переменная его часть, будет покрываться за счёт наименее экономичного. Сконденсировавшийся пар конденсатным насосом типа

Кс – 320-160 подается в группу ПНД, состоящая из четырёх подогревателей низкого давления из которых ПНД1 встроен в конденсатор. Конденсат после группы ПНД поступает в деаэратор типа ДП-800. После которых питательными насосами ПЭ – 380-200 дизелированная питательная вода через группу ПВД, в которую включены три подогревателя высокого давления, возвращается обратно в котел.

Пар из цилиндра высокого давления первого отбора поступает на ПВД7, сконденсировавшийся пар подается на ПВД6, сюда же подается пар из ЦВД второго отбора, он конденсируется и общий поток дренажа подается в ПВД5, сюда же подаётся третий отбор из ЦСД, общий поток паро- водяной смеси сбрасывается в линию конденсата. После ПНД4 сконденсировшийся пар четвертого отбора

ЦСД сливается в ПНД3, в который подается пар пятого отбора ЦСД, после чего общий дренаж сбрасывается в ПНД2 и подогревается шестым отбором, общий поток дренажей перекачивается дренажным насосом в линию основного конденсата. Для осуществления предварительного прогрева паропроводов промперегрева перед пуском турбины предусмотрена РОУ-2 производительностью 60 т/час, подающая пар из паропроводов свежего пара в паропроводы «холодного»

промперегрева. Все паропроводы, работающие при температуре пара 545оС, изготовлены из стали 12ХМФ, перепускные трубы ЦВД и ЦСД из стали 15Х1М1Ф. Корпусы арматуры выполнены из стали 15Х1М1Ф и 20ХМФЛ, шпильки фланцевых соединений этих задвижек из стали ЭП-182, гайки из стали ЭИ-10. 1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Описание тепловой схемы станции Свежий пар поступает к турбине по 2 паропроводам через главные паровые задвижки, расположенные в близости

от стопорных клапанов. После главных паровых задвижек пар, пройдя два стопорных клапана поступает через 4 перепускные трубы и 4 регулирующих клапана к сопловым коробкам ЦВД. После ЦВД пар направляется по 2 паропроводам к промежуточному пароперегревателю котла, откуда по 4 паропроводам поступает к 2 отдельно стоящим защитным клапанам ЦСД. От защитных клапанов пар поступает через 4 регулирующих клапана в

ЦСД. Из ЦСД пар по 2 рессиверным трубам направляется в двухпоточный ЦНД и далее в конденсатор турбины. Для обеспечения расхода пара через главные паропроводы в период растопки блока и в случае сброса турбогенератором электрической нагрузки предусмотрена редукционно-охладительная установка (РОУ-1), обеспечивающая сброс пара из паропроводов пара в конденсаторы турбины. Пропускная способность РОУ-1 при номинальных параметрах пара 250 т/час, расчетные параметры редуцированного

пара 6 ата и 160оС. В конденсаторы пар поступает через специальные пароприемные устройства, в которых производится дополнительное охлаждение пара основным конденсатом турбины, поступающим как рециркуляция КН. 1.2 Описание и выбор основного оборудования По заданной установленной мощности 1000 МВт принимаю к установке станцию блочного типа с пятью блоками К – 200 – 130 с техническими характеристиками: Таблица 1.1.2

Номинальная мощность 200 МВт Обороты 3000 об/ мин. Давление пара перед турбиной 130 кгс/см Температура первичного пара перед турбиной 545 С Температура пара в контрольной ступени 515 С Давление пара на выхлопе ЦВД 27 кгс/см Температура на выхлопе ЦВД 345 С Давление пара перед ЦСД 25 кгс/см Температура пара перед ЦСД 545 С Давление пара на выхлопе

ЦСД 0.23 кгс/см Температура пара на выхлопе ЦСД 207 С Давление в конденсаторе (абсолютное) 0.035 кгс/см Температура отработанного пара 30 С Температура охлаждающей воды 10 С Расход охлаждающей воды 25000 м/час Максимальный расход пара на турбину 640 т/ч Удельный расход тепла 2000 ккал/кВт.час Основным критерием, определяющим максимальную нагрузку турбины,

является давление в контрольной ступени: при включённых ПВД и ПНД 205-210 МВт, 98 кгс/см; Без ПВД 200 МВт, 84 кгс/см; Без ПНД 184 МВт, 77 кгс/см; Без ПВД и ПНД 175 МВт, 64 кгс/см. Номинальная мощность 200 МВт, Обороты 3000 об/мин. Давление пара перед турбиной 130 кгс/см2 Температура первичного пара перед турбиной 545оС

Температура пара в контрольной ступени 515оС Давление пара на выхлопе ЦВД 27 кгс/см2 Температура на выхлопе ЦВД 3450С Давление пара перед ЦСД 25 кгс/см2 Температура пара перед ЦСД 545оС Давление пара на выхлопе ЦСД 0,23 кгс/см2 Температура пара на выхлопе ЦСД 207оС Давление в конденсаторе (абсолютное) 0,035 кгс/см2

Температура отработанного пара 30оС Температура охлаждающей воды 10оС Расход охлаждающей воды 25000 м3/час Максимальный расход пара на турбину 640 т/час Удельный расход тепла 2000 ккал/квт.час Основным критерием, определяющим максимальную нагрузку турбины, является давление в контрольной ступени: При включенных ПВД и ПНД 205-210 МВт 98 кгс/см2, без ПВД 200 МВт 84 кгс/см2, без

ПНД 184 МВт 77 кгс/см2, без ПВД, и ПНД 175 МВт 64 кгс/см2. Паропроизводительность и число паровых котлов блочной ГРЭС выбирается по номинальному пропуску свежего пара через турбину, с учётом расхода пара на собственные нужды. Производительность котла Дпп, т/ч определяем по формуле