ГРЭС 1500 Мвт

Министерство топлива и энергетики Российской федерации

Управление учебных заведений

ТОМЬ-УСИНСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ТЕХНИКУМ

КУРСОАЯ РАБОТА

по специальности______1005_____________

______________________________________

Тема_________ГРЭС-1500 МВт__________

____________________________________________________________________________

Разработал________________

Руководительк.т.н доцент Крохин Г.Д___________

Консультанты: к.т.н доцент Крохин Г.Д._________

                           к.т.н доцент Пучков В.С.__________

                           Нестеренко Г.В__________________

Консультант-контролер Ляшенко Т.М.___________

Шифр   З-1390

2000

Содержание пояснительной записки

1. Введение                                                                             

2. Составление расчетной тепловой схемы электростанции. Краткая характеристика турбины.

3. Расчет тепловой схемы на номинальном режиме

4. Определение показателей экономичности электростанции при номинальном режиме для ГРЭС.

5. Определение максимального часового расхода условного топлива.

6. Выбор типа, единичной мощности и количества устанавливаемых котлов.

7.Выбор схемы топливного хозяйства ГРЭС на основном топливе.

8. выбор схемы оборудования ГРЭС.

8.1 Регенеративных подогревателей.

8.2 Деаэраторов.

8.3 Питательных насосов.

9. Выбор схемы главных паропроводов. Определение типоразмеров паропроводов.

10. Выбор схемы главных трубопроводов. Определение диаметров трубопроводов.

11. Определение потребности ГРЭС в технической воде, выбор циркуляционных насосов.

12. Выбор оборудования конденсационной установки.

13. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.

14. Выбор системы золоудаления и золоулавливания.

15. Выбор схемы водоподготовки.

16. Перечень средств автоматизации технологической защиты турбины.

17. Описание компоновки основного оборудования главного здания электростанции.

18.Мероприятия по охране труда и пожарной профилактике .

19.Мероприятия по охране окружающей среды.

20. Экономическая часть проекта:

21.Список используемой литературы.

1.Введение. Краткая характеристика ГРЭС.

Дипломный проект выполнен по теме«Проект тепловой части ГРЭС с подробной разработкой турбинного отделения котлотурбинного цеха.

Разрабатываемая станция установленной мощностью 1500 МВт, расположена в городе Красноярске .

Источник водоснабжения прямоточная система с питанием из реки Енисей.

Потребителем мощности является единая электрическая сеть России.

На станции установлено три энергоблока с турбинами К-500-240.

Установленное годовое число часов использования установленной мощности6800 часов.

Вид топлива – Экибастузский каменный уголь марки СС.

2. Составление расчетной тепловой схемы электростанции.

Турбина К-500-240-2

Одновальная паровая конденсационная турбина К-500-240-2 номинальной мощностью 500 МВт состоит из однопоточных цилиндров высокого и среднего давления и двух двухпоточных цилиндров низкого давления (рис. 1,1).Турбина предназначена для
непосредственного привода генератора переменного тока, который монтируетсяна  общемфундаментес турбиной. Параметры пара, поступающегона турбину: р=23,5 МПа (240 кгс/см²),

=540°С, после промперегрева: р=3,81 МПа(38,8 кгс/см²), =540°С, давление в конденсаторах 3,9 кПа. Частота вращения роторов50 с-², направление вращения – по часовойстрелке, если смотреть со стороны переднегоподшипника турбины в сторону генератора.

   Турбоустановка К-500-240-2 снабжена развитой системой регенеративного подогревапитательной воды и всережимными питательными насосами с конденсационными турбинными приводами. Кроме отборов на регенерацию, обеспечивается отпуск пара на теплофикационную установку, состоящую из двухподогревателей сетевой воды, на подогреввоздуха, подаваемого в котел, а также на подогрев добавка в цикл химически обессоленной воды, подаваемой в конденсаторы.

Краткая характеристика тепловой схемы

Тепловая схема ГРЭС устанавливает взаимосвязь основных агрегатов и аппаратовэлектростанции, при помощи которых осуществляются выработка электрической энергии.

Проектируемая тепловая схема предусматривает установку парогенератора с турбоустановкой К-500-240-2 ХТГЗ.

Парогенератор вырабатывает перегретый пар дня турбины, который поступает в турбину сначала в часть высокого давления; отработав в ЦВД, пар подается промперегреватель парогенератора, после чего подается в часть среднего давления ЦСД. Пар отработавший в ЦСД по двум парам ресиверов  направляется в цилиндры низкого давления. Далее пар выходит на подогрев питательной воды в регенеративные подогреватели Из ЧСД иЧНД пар поступает на девять нерегулируемых отборов (регенеративные подогреватели) низкого  давления, ПВД и в деаэратор. Конденсат из подогревателей обычно большей частью сливается в предыдущий подогреватель с более низкой температурой, низким давлением (каскадный слив).

Поступающая в парогенератор вода не должна содержать газов (О2 и СО2), могущихвызвать коррозию. Газы из воды удаляются как правило в термических деаэраторах, обогреваемых паром. Для этой цели в схеме установленыдеаэратора с деаэрационными колонками ДСП-800, , они включены параллельно, и осуществляют нагрев конденсата до 164,2°С при давлении 0,7 МПа, установлены на высоте 28 м для подпора питательного насоса. Деаэратор является одновременно ступенью нерегулируемого подогрева питательной воды. Из деаэратора питательная вода подается питательными насосами в. регенеративные подогреватели расположенные после питательного насоса, которые называются подогревателямивысокогодавления.

Конденсат турбины, подаваемый насосами через ПНД в охладитель эжектора, отсасывает воздух из конденсата (которому требуется вода как можно низкой температуры), а затемв охладитель выпоров из уплотнений турбины. Суммарный подогрев конденсата в этих подогревателях бывает до 70°С.

   Для резервирования отборов турбины или для получения пара других параметров, а  также для осуществления оперативного пуска и остановки турбины и котла, установлены редукционно-охладительные установки РОУ, в которых достигается необходимое снижениедавления и температуры пара.

3.Расчет тепловой схемы при нормальном режиме.

Исходные данные:

Прототип: турбина К-500-240-2

Начальные параметры пара и питательной воды: Р0 = 24 мПа, t0=555ºC, t пит. в 265ºС.

Давление пром. перегрева Рпп = 3,7 мПа. Температура пром. перегрева tпп = 555ºC

Конечное давление Р2=Рк= 0,0035 мПа.

Удельный объем конденсата после конденсатора Vк=39,48 .

Температура конденсата на выходе из конденсатора tк = 26,692ºC.

КПДцилиндра высокого давления hoiцвд=0,93

КПДцилиндра низкого и среднего давления hoi цсд и цнд = 0,95

КПД генератора hген=0,998, электомеханический КПД hмех=0,992

Проточная часть по отборам

PRIVATE№	Р. мПа	tºC	D т/ч
1	5,85	336	100
2	4,15	294	147,05
3	1,75	432	77
4	1,13	374	34,4
5	0,53	286	46,4
6	0,3	223	44,4
7	0,158	169	34
8	0,084	113	7,1+5,8
9	0,0165	56	28,8

1.1Построение ориентировочного рабочего процесса турбины.

С учетом заданного значения КПД hoi цвд, цсд и цнд, строим hs диаграмму процесса расширения пара в проточной части. Для упрощения расчетов, пренебрегаем потерями в промперегреве, и на выхлопе турбины.

Порядок построения ориентировочного рабочего процесса в турбине, следующий:

1)По заданному давлению Р0 и температуре t0,по давлению и температуре промперегрева, Рпп и tпп, по давлению в конденсаторе Рк, с учетом значения КПД.

2)По известным Ро, Рпп, Рк, hoi, определятся значение энтальпии для каждой из этих точек.

      ho=3365, h2t=1865, hпп=3580,

            Определяем тепловой перепад проточной части турбины.

Н0ад= h0-h2t=3365-1865=1500 кжд/кг

3)Внутренний тепловой перепад турбины равен:

Hi= hoi цвд*hoi цсд+цнд*H0ад=1500*0,93*0,95= =1325,25 кДж/кг

Оцениваем предварительно теплоперепад через первую регулирующую ступень h0рс=100 кДж/кг.

Выбираем одновенечную регулирующую ступень.

II Определение ориентировочного расхода пара.

1)Расход пара на турбину по предварительно заданному КПД .(без учета утечек пара через концевые уплотнения)

D=Nрэ*10³           =500000                   =

       Н0т´hoi´hген´hмех         1500´0,88´0,992´0,998

=   382,6 кг/с; 1377 т/ч

где hoi – относительный внутренний КПД турбоустановки

равный   hoi=hцвд´hцсд+цнд 0,88

Расчет подогревателей.

1) Выбираем схему подогрева воды с включением смешивающего подогревателя – деаэратора, и схему перекачки дренажа подогревателей. Распределим регенеративный подогрев с использованием пара из отборов турбины. Для этого определяем три базовых точки:

а) в конденсаторе tк = f(Рк`) = 26,692ºС;

б) в деаэраторе tд = f(Pд) = f(7 бар) = 164,17;

в) за последним по ходу воды подогревателем t п.в. = 265ºС ;

2) В каждом подогревателе низкого давления (пнд) вода должна подогреваться на 20-30ºС, в деаэраторе на 15-30ºС, в подогревателе высокого давления (пвд) на 30-40ºС. Равномерно распределим подогрев конденсата между пнд1 и деаэратором, приняв подогрев в основном эжекторе и охладителе пароуплотнения равной 5ºС , температуру насыщения в деаэраторе tд.нас = 16,8 получим:

tк = t эж + t п.в. = 26,69 + 23,2 = 31,69ºС

tпнд1 = 31,69 + 23,2 = 54,9 ºС

tпнд2 = 54,9 + 23,2 = 78,1ºС

tпнд3 = 78,1 + 23,2 = 101,3ºС

tпнд4 = 101,3 + 23,2 = 124,5ºС

tпнд5 = 124,5 + 23,2 = 147,4ºС

деаэратор = tпнд5+ tд.нас = 147,4+16,8 =164,2ºС

2)Определяем повышение температуры в пвд.

tпвд= tп.в.-tд/n = 265-164.2/3=33,6ºС

Где n - число подогревателей высокого давления.

tпвд3=164,2+33,6= 197,8°С

tпвд2= 197,8+33,6=231,4°С

tпвд1=231,4+33,6=265°С

4) Определяем температуры насыщения пара в отборах, как сумму температуры за подогревателем и величины недогрева. (для пнд dtns=3ºС, для пвд dtns=5ºС):

Для пнд:

tns9 = tпнд9 + dtns =54,9 + 3 = 57,9ºС

tns8=tпнд8+dtns=78,1+3=81,1ºС

tns7=tпнд7+dtns=101,3+3=104,1ºС

tns6=tпнд6+dtns=124,5+3=127,5ºС

tns5=tпнд5+dtns=147,4+3=150,4ºС

для пвд:

tns3 = tпвд3 + dtns=197,8+5=202,8ºС

tns2 = tпвд2 + dtns=231,4+5=236,4ºС

tns1 = tпвд1 + dtns=265+5=270ºС

5) По температурам насыщения из таблиц «Теплофизические свойства воды и водяного пара» уточним давление в отборах.

Р9=0,18 бар

Р8=0,49 бар

Р7=1,16 бар

Р6=2,49 бар

Р5=4,75 бар

Р4д=7 бар

Р3=16,55 бар

Р2=31,13бар

Р1=55,05 бар

Определяем долю расхода пара на отбор :

ai=Gi/G

a1=27,1/382,6=0,0708

a2=40,97/382,6=0,107

a3=21,38/382,6=0,0558

a4=9,4/382,6=0,0243

a5=12,8/382,6=0,0331

a6=12,3/382,6=0,0318

a7=9,4/382,6=0,0243

a8=3,58/382,6=0,009

a9=7.7/382,6=0,019

aк примем исходя из условия, что расход в конденсатор составляет 0,674

Sai=1,04

3)На h-s диаграмме по известным данным отложим параметры отборов.

h01= 3010-2975=35 кДж/кг

h02=2930-2875=55 кДж/кг

h03=3360-3340=20 кДж/кг

h04=3240-3218=22 кДж/кг

h05=3040-3015=25 кДж/кг

h06=2910-2875=35 кДж/кг

h07=2790-2750=40 кДж/кг

h08=2675-2620=65 кДж/кг

h09=2430-2375=55 кДж/кг

(Этот раздел (3) советую проверять)

Определение размеров регулирующей ступени.

Диаметр регулирующей ступени определяется величиной тепловогоперепада, и отношением U/C1

1)Тепловой перепад на регулирующую ступень выбирается дляконденсационной турбины большой мощности h0рс = 100 кДж/кг

1) Принимаем степень реакции. r = 0, 14

2) Определяем теплоперепад.

h0с = h0рс´(1-r) = 100´(1-0,1) = 86 кДж/кг

3) Определяем скорость пара на выходе из сопел.

С1= 44,72´f´h0с = 44,72´0,94´Ö86= 389,8м/с

Где ~ =0,94 – скоростной коэффициент сопел

4) Принимаем отношение скоростей наивыгоднейшее для даннойступени.

U/Сф = 0,45

5) Определяем окружную скорость

U = С1´(U/Сф) = 389,8´0,45= 175,4м/с

6) Определяем средний диаметр ступени

dср = 60´U/pn = 60´219,2/3,14~3000 = 1,11м.

Где p=3,14        n = 3000 об./мин.

Определяем размер 1 не регулируемой ступени.

Задаемся рядом тепловых перепадов.

Для активной ступени, примем тепоперепад ступени равным h0 =

60 кДж/кг. (для активной 30-60 кДж/кг),

Степень реакции примем   r = 0,2

1)Определяем скорость пара на выходе из сопел.

С1= 44,72´f´Öh0.1. = 44,72´0,95´Ö60 = 329,1м/с

Где ф = 0,95 - скоростной коэффициент сопел;

2) Задаем отношение скоростей для 1 не регулируемой активнойступени.

U/Сф = 0,45

3) Определяем окружную скорость 1 не регулируемой ступени.

U = С1´(U/Сф) = 329,1´0,45 = 148,1м/с

4) Определяем средний диаметр 1 не регулируемой ступени

dср = 60 U/p´n = 60´148,2/3,14´ 3000 = 0,94 м.

Где и =3,14 п = 3000 об./мин.

5) Определяем высоту сопловой решетки.

L1=10³´Gчвд´V1t/pdср´m´С1t´sina1´е

Где Gчвд – расход пара на чвд, рваный 336 кг/с

V1t -удельный объем пара в конце изоэнторпийного расширенияв соплах, определяется из hs диаграммы. И равен 0,028 м'/кг

С1t – Теоретическая скорость истечения пара из сопловой решетки.

С1t=44,724Öh0.1=346 м/с

е – степень парциальности, принимается равным единице.

a1э – эффективный угол выхода потока из сопловой части.Принимаем 12°.

m - коэффициент расхода сопловой решетки 0,97

L1=50 мм

Высота рабочей решетки первой не регулируемой ступени.

L2=L1+D1+D2   мм. Значения D1 – внутренней, D2 – внешнейперекыш принимаем из таблиц. D1=1мм, D2=2,5 мм

L2=53,5 мм.

Построим треугольники скоростей для 1 не регулируемой ступени.

Масштаб: в 1 мм – 5 м/с

Построив входной треугольник, находим угол входа на рабочие

лопатки b1=23°, и W1=180 м/с.

Для построения выходного треугольника, найдем выходной угол

рабочих лопаток

b2=b1-(2°¸4°),   b2=20°

Располагаемый теплоперепад на рабочих лопатках:

h02=r´h0=0,2´60=12 кДж/кг

Найдем энергию торможения пара перед рабочими лопатками:

hw1=hw1²/2000=180²/2000=16,2 кДж/кг

Найдем полное теплопадение на рабочих лопатках:

h02*=h02+hw1=12+16,2=28,2 кДж/кг

Относительная скорость на выходе из рабочих лопаток.

W2= 44,72´y´Öh02=223 м/с

где y=0,94

из полученных данных строим выходной  треугольник.

По треугольнику находим угол a2=50°;

абсолютную скорость параза ступенью

С2=100м/с.

Полученные данные заносим в таблицу 1.

Ориентировочный расчет последней ступени.

Определяем диаметр последней ступени, высоту сопловой и рабочейлопаток, и теплового перепада.

1)Диаметр последней ступени

dz=ÖDz´V2z´l/p´C2z´sina

где Dz – расход пара через ЧНД, равен 211 кг/с

V2t – удельный объем пара за рабочей решеткой последней ступени,

равен 39 м³/кг

С2z – абсолютная скорость пара за последней ступенью.

принимаем240 м/с

l - отношение диаметра к длине рабочей лопатки.

l=dz/L2zl=2,43;

a2z – угол потока абсолютной скорости; принимаем90°

Подставив приведенные значения, получим:

dz=5,7 м, так как в данной турбине ЧНД выполнена двухпоточной,

dz=dz/2=5,7/2=2,39м.

Определим окружную скорость.

Uz=dz´p´/60 = 2,39´3,14´3000/60 = 375,23 м/с

где n – число оборотов турбины, n=3000

Угол выхода b2 находим по формуле:

b2=arcsin´C2z´sina1z    =36°

                        W2z

где a1z=33°

W2z находим по треугольнику скоростей W2z=440 м/с

масштаб: в 1мм 5м/с

3) Определим длину рабочей лопатки.

L2z=dz/l=2,39/2,43=0,983 м.

4) Определяем скорость пара на выходе из сопел.

С1=Uz´(U/Сф) = 375,32´0,7 =263 м/с.

Где (U/Сф) – нивыгоднейшее соотношение скоростей для последнейступени. Для реактивных ступеней принимаем 0,7.

5) Определим угол входа b1 по треугольникам скоростей. b1=40°

6) Определяем теплоперепад в соплах последней ступени.

h0с=1/2000[(C1/j)²-mс´С2пр²]  кДж/кг

Где j=0,95

mс для реактивной ступени равна единице.

C2пр=0,75´С2z = 240´0,75 = 180 м/с

Подставив имеющиеся данные получим:

h0с=22,1 кДж/кг

7) Определяем теплоперепад срабатываемый на рабочих лопатках.

h0л=1/2000[(W2/y)²-W1]

где y - скоростной коэффициент рабочих лопаток, y=0,95

W1 находим по треугольнику скоростей, W1= 210 м/с.

Подставив имеющиеся данные получим:

h0л =85,2кДж/кг

8) Определяем теплоперепад последней ступени.

h0z=h0с+h0л= 22,1+85,2= 107,3 кДж/кг

9) Определяем степень реакции ступени:

r=h0л/h0и=85,2/107,3=0,79.

Таблица 1.

4. Определение показателей тепловой экономичности при номинальном режиме.

4.1 Определение удельного расхода пара.

Мерой технического совершенства конденсационного турбоагрегата впервом приближении может служить удельный расход пара d0

d0=        D0       =     1500000      =3 кг/кВт *ч

              Wэ             500000

где D0 расход пара на турбину в кг/ч; Wэ электрическая мощность турбоагрегата, в кВт/ч.

4.2 КПД ГРЭС.

Общий КПД энергоблокасоставляется из четырех КПД.

hс=hпг*hтр*hту*hсн

hср КПД собственных нужд0,95

где hпг – КПД парогенератора, hпг=0,9175

hтр – КПД транспорта тепла,hтр= 0,985

hту – КПД  турбоустановки равен: hту=3600

                                                           qту

где qту – удельный расход тепла на турбоустановку

qту=    Qту           =4164860000= 8329,72 кДж/(кВт/ч)

           Wэ                  500000

где Qту расход тепла на турбоустановку

Qту= D0(h0-hп.в.)+Dпп(hпп``-hпп`)=

= 1500000(3365-1156)+1252000(3580-2900)= =4164860000 кВт

hту=      3600              =   3600        =0,43

              qту                      8329,

тогда КПД энергоблока будет равен:

hс=0,92*0,985*0,43*0,96= 0,37

Так как на проектируемой ГРЭС устанавливается три одинаковых энергоблока, то общий КПД ГРЭС будет равен КПД блока.

4.3 Определение удельного расхода условного топлива.

удельный расход условного топлива (нетто) определяется по формуле:

bу=34,12   =   34,12   = 92,21г/МДж=332 г/кВт

          hс             0,37

5. Определение максимального часового расхода условного топлива.

Максимальный часовой расход условного топлива будем считать по формуле.

Вmax= n´Qка.max   ´4,19/10³

         hка´Qраб. усл.

Гдеn – число котлов;

Qка max - максимальный расход тепла на парогенератор;

Qраб. усл – низшая теплота сгорания условного топлива 7000 ккал или  29330 кДж;

hка – КПД котлоагрегата;

Ву.max =    n´4562850000    ´4,19/10³= 510,т/ч

                       0,92´7000

Максимальный часовой расход натурального топлива будем считать по формуле

Вmax= n´Qка.max     ´4,19/10³

hка´Qраб. нат.

Гдеn – число котлов;

Qка max - максимальный расход тепла на парогенератор;

Qраб. усл – низшая теплота сгорания натурального топлива (экибастузский каменный уголь марки СС) 4000 ккал или   16760 кДж;

hка – КПД котлоагрегата;

Вн.max=    n´4562850000´4,19/10³=893,т/ч

                       0,92´4000

6.Выбор типа , единичной мощности и количество устанавливаемых котлов. Краткая характеристика котла.

6.1 По данным задания, и характеристике устанавливаемой турбины, выбор котла произведем по рекомендации (л2; стр5). Выбираем прямоточный однокорпусный котел СКД типа П-57, котороый предназначен для сжиганияуглей Экибастузского месторождения. На проектируемой ГРЭС установим три котла данного типа, по одному на каждый энергоблок.

6.2 Расчет тепловой нагрузки парогенератора.

Qка=D0(h0-hп.в.)+Dпп(hпп``-hпп`).

где D0 - производительность парогенератора вкг/ч.

Dпп – расход вторичного пара.

Qка= 1650000(3365-1156)+ 1350000 (3580-2900)= 4562850000 кВт.

6.2 Расход   топлива подаваемого в топку.

Вр=            Qка        =296726, кг/ч, или   296,7 т/ч

           Qр´hка´4,19

где Qр – низшая теплота сгорания топлива  4000 ккал

(Экибастузский каменный уголь марки СС)

hка – КПД парогенератора.

Суточное потребление одного котла:

Всут= 296,7´24=7121,5 т.

Суточное потребление топлива электростанцией на три энергоблока:

Вст. сут= 7121,5´3=21364,3 т.

Месячное потребление:

Вмес.= 21364,3´30= 640929 т.

6.3 Котел П-57 энергоблока 500 МВт

Однокорпусный прямоточный паровой котел (моноблок) для сжигания экибастузских каменных углей, отличающимися многозольностью, абразивностью и тугоплавкостью золы, получил маркировку П-57

(Пп-1650-255). В связи с особыми свойствами золы компоновка агрегатавыполнена ЗиО по Т -образной схеме с твердым шлакоудалением . Паропроизводительность котла 460 кг/с (1650 т/ч) давление пара 24,5 МПа, температура 545°С, расход вторичного пара 375 кг/с, температура промперегрева -545°С, температура" питательной воды270°С,КПД- 91,75 %.

Рабочая среда в котле движется двумя подъемными потоками. Зона максимальной теплоемкости вынесена в конвективный газоход. Средняя массовая скорость в НРЧ -2000 кг/(м³с). Экраны из плавниковых труб, агрегат цельносварной с уравновешенной тягой. Панели СРЧ, экранирующие боковые стены; на уровне выходного окна из топки образуют фестон. Змеевики конвективных поверхностей перпендикулярны фронту, длиной в половину глубины конвективной шахты, поэтому все камеры трубных пакетов расположены на фронте и задней стене; пакеты опираются через стойки на пятьбалок. Все поверхности нагрева размещены симметрично относительно вертикальнойоси котла, что облегчает регулирование параметров по потокам воздействием подачи  вода - топливо: На растопочных режимах включают - рециркуляционные насосы ограниченной производительности.

Промперегреватель размещен по ходу газов после конвективного перегревателявысокого давления (КПВД) в зоне умеренных температур газов Тракт промперегревателя выполнен в четыре потока, которые направляются последовательно в паро-паровой теплообменник 1, конвективные поверхности первой 5 и второй 4 ступеней.  Регулированиепромперегрева осуществляется изменением пропуска вторичного пара  через ППТО.

На котле установлено восемь углеразмольных мельниц, одна из них резервная, система пылеприготовления с прямым вдуванием. 24 горелки установлены в два ярусана боковых стенах топки. Очистка стен топки осуществляется аппаратамиОПР-5,а устройства по очистке конвективных поверхностей отсутствуют в расчете на самоочистку за счет наличия в зоне экибастузских каменных углей песка.

В конструкции котла воплощены прогрессивные идеи, в том числе: крупноблочноеизготовление поверхностейнагрева (коэффициент блочности 78 %, число блоков -3150 шт.), возможность выполнения. Механизированного ремонта, автоматизация процессов регулирования в широкомдиапазоне нагрузок   др. Головные агрегаты показали высокую надежность и экономичность в работе, что позволило котлу П-57 присвоить Знак качества. В связи с повышением поставочной зольности экибастузскогоугля ЗиО  провел дальнейшую модернизацию агрегата с изменениемнаименования  П-57-3. (л3; стр…..)

6.4 Выбор системы пылеприготовления для котла П-57

Выбираем индивидуальную систему пылеприготовления с прямым вдуванием – с непосредственной подачей пыли в топку без промежуточного бункера пыли.

Для экибастузского каменного угля, характерезующегося большим выходом летучих (30%), целесообразно применение молотковых мельниц.

Выбираем восемь молотковых мельниц типа ММТ –2000/2590/750, производительностью 44 т/ч, одна их которых резервная.

рис.6.2    индивидуальная система пылеприготовления с прямым вдуванием с молотковыми мельницами с газовой сушкой.

1 – короб горячего воздуха, 2 – мельница, 3 – присадка холдного воздуха, 4 – питатель сырого топлива, 5 – бункер сырого топлива;

6 – шибера; 7 – клапан мигалка; 8 – горелка; 9 – котел; 10 – дутьевой вентилятор; 11 – воздухоподогреватель; 14 короб вторичного воздуха; 15 – взрывные клапана; 16 – газоход; 17 – смеситель; 18 – устройство нисходящей сушки.

7. Выбор схемы топливного хозяйства ГРЭС на основном топливе.

Основным топливом проектируемой ГРЭС является экибастузский

каменный уголь, марки СС.

СХЕМА ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВАЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Топливно-транспортное хозяйство современных тепловых электростанций представляет собой комплекс сооружений, машин и механизмов, предназначенных для:

1) приема поступающих и отправки разгруженных железнодорожных маршрутов;

2) размораживания топлива в полувагонах  перед разгрузкой, если поступает смерзшеесятопливо;

3) разгрузки поступивших железнодорожных маршрутов;

4) внутристанционного транспорта топлива к бункерам парогенераторов или на склад;

5) хранения и выдачи топлива со склада;

6) дробления топлива до установленного  нормами размера кусков;

7) распределения топлива по бункерам  парогенераторов.

Кроме того, в тракте топливоподачи устанавливают механизмы для улавливания иудаления металлических и древесных предметов из потока топлива с целью предохранениятехнологического оборудования от поломок,пробоотборные и проборазделочные установки,а также контрольно-измерительные приборы,  измеряющие количество поступающего топлива.

Подъездные пути.

Уголь на ГРЭС поставляется железнодорожным транспортом.

Подъездные пути эксплуатируются по договору с предприятием Министерства путей сообщения, (ЕТП) заключаемому на основании «Единого технологического процесса работы подъездных путейи станций примыкания».Норма простоя вагонов с углем под разгрузкойопределяется  в результате расчетов в ЕТП затрат времени на следующие операции: подачу маршрута с углем со станции примыкания на ГРЭС; взвешивание угля, разбивку маршрута на ставки и маневровые работы на ГРЭС; разгрузку вагонов с углем ; сбор порожняка иего возврат на станцию примыкания.

Топливо доставляется вчетырехосных полувагонах грузоподъемностью 63 тонны.

7. 1 Размораживающие устройства.

Восстановление сыпучести смерзшегося в полувагонах топлива осуществляют разогревом его в размораживающих устройствах. Для проектируемой ГРЭС наиболее эффективным является пленочное оттаивание топлива от стенок полувагонов в размораживающем устройстве, с последующей разгрузкой их вагоноопрокидывателем.

рис 7.2

На рисунке показано размораживающее устройство комбинированного типа. Стенки полувагонов нагреваются оттрубчатых излучателей обогреваемых паром и имеющих температуру поверхности 150 - 200°С. Кроме трубчатыхизлучателей в размораживающем устройстве установлены вентиляторы для циркуляции горячего воздуха.

Расчет вместимости размораживающего устройства.

Вместимость определяется по формуле : n=    B(tр+tм)

где tр=1,5 ч и tм=0,5ч; В – Часовой                       q

расход топлива эл.станцией т/ч; q – усредненная грузоподъемность полувагонат.Размораживающее устройство – двухпутное, комбинированное.

n= 877´(1,5+0,5)          =28 вагонов.

             63

Разгрузочные устройства с вагоноопокидывателям.

Этот тип разгрузочного устройства применяют при поступлениина электростанции низкокачественного топлива с повышенной влажностью, низкой сыпучестью, склонного к смерзанию при низкой температуре.

Применять вагоноопрокидыватели экономически целесообразно на тепловых электростанциях с расходом топлива свыше 150 т/ч. Разгрузочные устройства с вагопоопрокидывателями позволяют снизить количество эксплуатационного персонала, занятого на разгрузке,  уменьшить длительность простоя железнодорожных полувагонов на территории ТЭС, разгружать большое количество топлива в минимально короткие сроки.

На электростанциях с расходом топлива, от 400 до 1250 т/ч, как правило, устанавливаютдва вагоноопрокидывателя.

На проектируемой ГРЭС установим два роторных вагоноопрокидывателя, которые разгружают полувагоны поворотом их вокруг продольной оси на 175°. (рис      )

Роторные вагоноопрокидыватели требуют значительного заглубления подбункерного помещения.

рис 7.3

МЕХАНИЗМЫ ВНУТРИСТАНЦИОННОГО

ТРАНСПОРТА

Транспорт твердого топлива от разгрузочных устройств до бункеров сырого топливав главном корпусе, на склад и со склада осуществляется ленточными конвейерами. Ленточные конвейеры могут быть следующих типов: стационарные и передвижные с движением ленты в одном направлении и с движением ленты попеременно в одном из двух направлений (реверсивные).

Ленточные конвейеры имеют высокую производительность, являются надежным и экономичным механизмом непрерывного действия,ремонт и обслуживание которого сравнительно просты. Конвейеры применяют горизонтальные, наклонные, горизонтально-наклонные. Угол наклона конвейеров с гладкойлентой принимается не более 18° для всех  видов твердого топлива. В местах загрузкиконвейера крупнокусковым топливом уголнаклона конвейера ограничивается 12 – 15°для предотвращения скатывания крупныхкусков.

Через пересыпные короба топливо загружается на верхнюю рабочую ветвь ленты итранспортируется к месту разгрузки, котораяпроисходит через концевые барабаны или осуществляется специальными разгрузочными устройствами в необходимых местах.

   Основным элементом ленточного конвейера является бесконечная лента, огибающая два или несколько барабанов и поддерживаемая роликами. Скорость движения ленты конвейера принимается от 2,0 до 2,5 м/с.

рис 7.4

Для обеспечения надежности на электростанциях всегда устанавливают два параллельных конвейера. Конвейеры устанавливаются в закрытых отапливаемых помещениях, включая галереи и эстакады. Высота галерей (эстакад) в свету не ниже 2,2 м, ширина исходя из обеспечения прохода между конвейерами не менее 1000 мм и боковых проходов 700 мм. Через каждые 75 - 100 м предусматриваются переходные мостики через конвейеры.

Дробильные устройства.

До поступления в мельницы парогенераторов топливо измельчается в молотковых дробилках до размеров кусков не более 15 мм, а при высокой влажности до 25 мм. Для станции с потреблением топлива в 877 т/ч, выберем две молотковых дробилки . М20´30, производительностью 1000 – 1250 т/ч.

по одной на каждую нитку

Топливные склады.

Топливные склады выполняются открытыми. Склад, организуемый для планового идолговременного хранения топлива в целях обеспечения электростанции  топливом при длительных задержках в его доставке, называется резервным складом или резервной частью склада. Склад, организуемый длясистематического выравнивания расхождения в количестве прибывающего на электростанцию топлива и подаваемого в данный момент в бункера котельной, называется расходным.

Резервные и расходные склады угля располагаются на территорииэлектростанции поблизости от главного корпуса и могут совмещаться на  одной площадке. В этом случае из-за нечеткой границы между ними значительная часть резервного склада переходит в разряд расходного. Натаких совмещенных складах хранить топливо необходимо в соответствии с нормами, установленными для резервных складов.

Вместимость складов угля и сланцев принимается, как правило, равной30-суточному расходу топлива. Если электростанция проектируется с учетом расширения, тодолжна предусматриваться и возможность расширения склада.

Для определения емкости топливного склада рассчитаем месячный расход топлива при максимальной нагрузке.

Часовой расход топлива на проектируемой ГРЭС - 877 т, суточный – 21048 т, месячный -631440 т.

Для проектируемой ГРЭС выбираемкольцевой складс поворотным штабелеукладчиком и роторным перегружателем.

На рисунке          показана компоновкатакого склада емкостью 650000 т. угля.

Из разгрузочного устройства ленточными  конвейерами уголь подается к штабелеукладчику. Поворотным штабелеукладчиком, настреле которого установлены два конвейера:стационарный и передвижной реверсивный –топливо подается на склад. Склад в этом случае имеет форму кольца трапецеидальногопрофиля. Со склада топливо выдается поворотным роторным перегружателем, мост которого вращается относительно той же вертикальной оси центральной колонны, что и штабелеукладчик.

Центральная вертикальная колонна и бетонное кольцо., ограничивающее внутреннийдиаметр штабеля, являются опорами, по которым происходит передвижение штабелеукладчика и роторного перегружателя.

Описанная механизация угольного складапозволяет полностью или частично автоматизировать складские операции с производительностью до 1800 – 2000 т/ч.

8. Выбор оборудования схемы ГРЭС

8.1 РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ

Регенеративная установка, предназначенная для подогрева поступающей в котел питательной воды паром из нерегулируемых отборов турбины, состоит из частинизкого давления (отконденсаторадо  деаэратора)ичасти высокого давления(от деаэратора докотла). Основными элементами регенеративной установки в части низкого давления являются пять поверхностных подогревателейПНД-1, ПНД-2, ПНД-З, ПНД-4, ПНД-5, находящихся по водяной стороне од напором  конденсатных насосов. В части высокого давления для регенеративного подогрева питательной воды предназначены три поверхностных подогревателя ПВД-7, ПВД-8 и ПВД-9,находящихся по водяной стороне под напором питательных насосов.

Вся регенеративная установка выполнена  однониточной.

Характеристики регенеративных подогревателей, применяемых в турбоустановке, приведены табл. 8.1 (л2; стр 114)

таблица 8.1

	номер отбо ра	тип подогревателя	поверхность нарева м²	параметры паорвого пространства (в корпусе)	давле ние воды кгс/см²	рас ход воды т/ч	гидравлическое сопротивление кПа
давле ние МПа	температура °С
пнд1 пнд2 пнд3 пнд4 пнд5	VIII VII VI V IV	ПН-800-29-7-III НЖ ПН-800-29-7-II НЖ ПН-800-29-7-I НЖ ПН-900-29-7-IIНЖ ПН-900-29-7-I НЖ	722 1000 705 1015 900	0,49 0,49 0,49 0,49 0,49	53,6 94,2 109,9 225 285	2,84 2,84 2,84 2,84 2,84	1067 1067 1179 1179 1271	59,78 67,62 79,38 89,2 79,38
пвд7 пвд8 пвд9	III II I	ПВ-200-380-17 ПВ-200-380-44 ПВ-200-380-61	2150 2150 2150	1,67 4,31 5,98	423 304 345	37,24 37,24 37,24	1705 1625 1504	404,7 453,7 327,32

В состав питательно-деаэраторной установки входят деаэраторы, пусковые подогреватели низкого давления, предвключенные  (бустерные) и главные питательные насосы, приводные турбины питательных насосов с вспомогательным оборудованием.

8.2 Деаэратор.

Выбираем  деаэраторпроизводстваБКЗ с  деаэрационнойколонкойДП-1600  производительностью по  питательной воде 1600 т/ч, который осуществляют нагрев конденсата до164,2 °С и удаление из него    неконденсирующихся газов.   Номинальное   давлениев деаэраторах    0,69 МПа   (7,0 кгс/см²).   Деаэратор   установленна отметке 28 м, что обеспечивает необходимый подпор давления на всосебустерных насосов с запасом от вскипания13 °С.

Питание деаэратора паром осуществляется из следующих источников:

из IV отбора при эксплуатации блока с нагрузкой выше 0,7-0,75 максимальной;

из III отбора в диапазоне нагрузок 0,5-0,7 минимальной;

из коллектора собственных нуждпри нагрузке ниже 0,5 максимальной ( в том числе в период пуска и после сброса нагрузки.)

8.3 Приводная турбина энергоблока.

Приводная турбина питательных насосов энергоблока 500 МВт с одновальным турбоагрегатом соединяется со стороны выхлопной части с зубчатой муфтой с валом питательного насоса, а со стороны переднего подшипника  через одноступенчатый редуктор  бустерным насосом.

Турбина питается паром из IV отбора главной турбины,. Энергоблок имеет по два турбонасоса с производительностью каждого, равной 50% полной при совместной работе Каждый из турбонасосов обеспечивает 60% полной нагрузки энергоблока по питательной воде.(л1;стр 166)

Основные характеристики турбопитательного агрегата приведены в таблице 8.2 (л2;стр 12)

таблица 8.2

наименование	показатель
приводная турбина  ОК-18ПУ
тип	конденсационная , без отборов пара
количество в блоке	2
мощность номинальная	10,3 МВт
расход пара номинальный	49 т/ч
давление пара перед стопорным клапаном номинальное	0,94 МПа
температура пара	378°С
давление в конденсаторе номинальное	4,5 кПа
частота вращения	4600 об/мин
КПД от стопорного клапана	78,1%

8.4 Питательные насосы.

Питательные насосы являются важнейшими из вспомогательных машин паротурбинной электростанции; их рассчитывают на подачу питательной воды при максимальной мощности ТЭС с запасом не менее 5%.

При установке прямоточных парогенераторов необходимое давление воды на выходе из насоса рассчитывают по формуле:

                                                                                     -6

Рн=Рпг+Рс.пг+Нн´rн´g´10+Рсн»Рпг´1,25»30Мпа

Где

Рпг Давление в котле  240 кгс/см²

Нн – уровень от верхней точки трубной системы парогенератора до нуля- 53м.

rн – плотность воды в напорном тракте кг/м³

Рс.пг – гидравлическое сопротивление котла, Рс.пг»4¸5 МПа

rн – средняя плотность питательной воды в напорном тракте,

Рсн – гидравлическое сопротивление ПВД, трубопроводов, арматуры и т.д.

Блоки мощностью 500 мВт оснащаются двумя питательными насосами ПТН-950-350, производительностью 950 м³/ч, при давлении на напоре 34,4 мПа (350 кгс/см³)

каждый из которых обеспечивает более 60% нагрузки блока по питательной воде.

9. Выбор схемы главных паропроводов

Свежий париз котла двумя паропроводами подводится в паровые коробки двух стопорных клапанов высокого давления .

Определим тип и размеры паропровода:

Внутренний диаметр паропровода свежего пара определяем по формуле:

dр=0,595ÖDV/c

где D – паропроизводительность котла т/ч;

V – объем пара (t0;P0)   0,01375

c – скорость свежего пара 45 м/с

dр=0,595Ö1650´0,01375/45=0,422 м.

Так как с котла уходят два паропровода по , то полученный внутренний диаметр одного паропровода равен 211 мм, то по таблице 2 (л6; стр 33), округляя в большую сторону, принимая во внимание то, что условный диаметрdу кратен 25,находим наиболее подходящий тип стационарного паропровода:

dу=250,

dн´s = 377´70 мм.

где s – толщина стенки паропровода.

Марка стали для изготовления паропровода 15Х1М1Ф;

Тракт промежуточного перегрева выполнен двухниточным. Отвод пара после ЦВД осуществлен трубопроводами d=630´17 марка стали 16ГС. Подвод вторично перегретого пара к двум блокам клапанов в корпус ЦСД – трубопроводамиd=720´22. марка стали 15Х1М1Ф

10. Выбор схемы питательных трубопроводов. Определение диаметратрубопровода.

Питательный трубопровод состоит из одной линии.

Определение диаметратрубопровода.

dв = 0,595 ÖD U/c,    м, где

Определяем диаметр питательного трубопровода:

D- расход среды –1650 т/ч

с- скорость среды – 5,5 м/с

U-удельный объем среды – 0,0012452, (tп.в 265°С;P 30 МПа)

dв=0,595Ö1650´0,0012452/5,5   = 0,363 м.

Расчетный внутренний диаметр dв=363 мм.,  при давлении создаваемом питательным насосом Рраб=30 МПа, и температуре питательной воды tп.в.=265°С; округляя в большую сторону по таблице 16-7(л1; стр250)   определяем наиболее подходящий тип трубопровода dв=400 мм.; Dн´s=530´65 марка стали 15ГС.

Где Dн – диаметр наружный; s – толщина стенки;

11. Определение потребности ГРЭС в технической воде, выбор циркуляционных насосов.

Прямоточные системы техническоговодоснабжения

По условию задания, рассчитываемая ГРЭС имеет оборотную систему технического водоснабжения, с водозабором из реки Енисей.

Прямоточное водоснабжение – технически  наиболее совершенная и, как правило, экономичная система водоснабжения, и позволяет получать более глубокий  вакуум в конденсаторах турбин по сравнению с другими системами водоснабжения

При прямоточной системе водоснабжения главный корпус электростанции размещаютвблизи от берега реки. Территория ГРЭС должна быть незатопляемой во время максимального уровня водыв реке. При значительных колебаниях этогоуровня в течение года циркуляционные насосы обычно размещают в береговой насосной станции (рис.11.1). На крупных ТЭС   применяют осевые насосы поворотно-лопастного типа с вертикальным валом. Они работают с подпором воды в 2 – 5 м, и их колеса размещаются ниже уровня воды (рис.11.2). Подача насосов может изменяться наработающем агрегате специальным устройством дистанционного поворота лопастей рабочего колеса (например, от – 7 до +4 угловых градусов). Перед поступлением в насосывода освобождается от крупных плавающихили взвешенных предметов и механическихрешетках, очищаемых специальными решеткоочистными машинами. После «грубой»  очистки вода проходит через тонкие вращающиеся сетки, представляющие собой вертикальную бесконечную ленту, огибающую барабаны сверху и снизу. Сетки снабжены промывным струйным устройством, автоматически включающимся при их загрязнении.

Расход технической воды на охлаждение конденсатора и прочих потребителей технической воды.

Таблица 11.1

назначение расходуемой воды	расход воды %	расход воды м³/ч
конденсация пара	100	2´25740
охлаждение газа и воздуха турбогенератора и крупных электродвигателей	3	1544,4
Охлаждение масла турбоагрегата	1,5	772,2
охлаждение подшипников вспомогательных механизмов	0,5	257,4

продолжение таблицы 11.1

назначение расходуемой воды	расход воды %	расход воды м³/ч
гидротранспорт золы и шлака	0,2	102,96
итого	105,2	54156,96

Выбор циркуляционного насоса:

Необходимый напор насосов определяют  с учетом действия сифона. Нагретая вода сливается по трубе из конденсаторов в колодец,в котором поддерживается необходимый ееуровень. Сливной трубопровод погружают выходным сечением под уровень воды; труба заполняется водой и благодаря действию атмосферного давления на поверхность воды в колодце в трубе поддерживается столб водывысотой hсиф=7¸8 м (с учетом гидравлического сопротивления и остаточного воздуха,в частности выделяемого из воды). Благодаряэтому от насосов требуется подъем воды отуровня ее в реке, до уровня в сливном колодце на высоту hг не включая высоту подъемаее до верха конденсатора,если последняя непревышает высоты сифона.

Уровень воды можно обеспечить, выполняя в сливном канале порог; это позволяет отказаться от сливных колодцев. Действие сифонаосновано на известном из физики явлении перетока жидкости (воды) из верхнего сосуда  в нижний через изогнутую трубку, заполняемую водой, вытесняющей воздух, с коленом выше уровня воды в верхнем сосуде теоретически на величину атмосферного давления, равного 0,1 МПа.

В нашем случае вода подается из нижнегососуда (реки) в верхний (сливной колодецили канал) насосами., поднимающими ее навысоту hг равную разности уровней в сосудах(рис.11.2). При пуске системы, воздух изнее удаляют пусковыми эжекторами или вакуум-насосами.

Общий напор насосов (давление, создаваемое насосом), МПа, составится в виде суммы:

DР=DРг+DРк+DРс

где DРг;=ghг – давление, необходимое дляподъема воды на геометрическую высоту, , МПа;

g»9,81 кН/м³»0,01 МН/м³ – удельныйвес воды;

hг геодезическая высота подъема воды, равная разности отметок сечения в месте сброса и уровня в заборном устройстве,  3м;

DРг=0,01´3=0,03

DРк – гидравлическое сопротивление конденсатора, равное 0,04 МПа;

DРс – гидравлическое сопротивление всасывающих и  напорных трубопроводов с арматурой, » 0,01 МПа;

DР=0,03+0,04+0,01=0,08 МПа » 8 м.вод.ст

Значения DРг, и DРс стремятся всемерно уменьшить, размещая электростанцию и машинныйзал по возможности ближе к реке с минимальным превышением их над уровнями водыв ней.

Мощность, потребляемую насосами, МВт,определяют по формуле

Wн= VDР/hн

где V – объемный секундный расход охлаждающей воды, м/с³;

DР – напор (давление), создаваемое насосом, МПа.

Wн=14,8´0,08/0,8

По справочнику по насосам выберем по два насоса ОП6-145 на один энергоблок.

технические характеристики насоса:

подача воды:  18710-36160 м³/ч

напор:             8,1-4,4м.вод.ст.

частота вращения: 365 об/мин

Максимальная мощность 338-796 кВт

Каждый из насосов обеспечивает более 60% потребности блока в тех. воде.

На проектируемой ГРЭС установим шесть циркуляционных насосов ОП6-145 , по два на каждый энергоблок.

Сливные каналы подогретой технической  воды, закрытые на территории электростанции и открытые за ее пределами, сливают воду в реку через водосброс, обеспечивающий допустимую разность температур

рис 11.1

рис 11.2

12. Выбор оборудования конденсационной установки.

Основные требования и обоснования выбора конденсатора.

Среди основных требований, предъявляемых к современным конденсаторам, однимииз главных являются обеспечение высокихтеплотехнических показателей и удовлетворение эксплуатационных требований при высокой степени надежности оборудования с учетом блочности турбоустановки и сверхкритических параметров.

Решение вышеперечисленных требований,  в свою очередь, должно основываться на оптимальных конструктивно-технологических  показателях.

Высокие   теплотехнические   показатели  конденсатора определяются главным образомэффективной работой еготрубного пучка ихарактеризуются равномерной паровой нагрузкой различных участков трубного пучка;  минимальным уровнем парового  сопротивления; отсутствием переохлаждения конденсата;высокой степенью деаэрации конденсатас обеспечением в нем нормативных показателей по кислороду;оптимальными аэродинамическими условиями движения отработавшего пара из выхлопного патрубка ЦНД к трубному пучкуконденсатора.

Особенности турбоустановки и эксплуатационные требования обеспечиваются с наличием соответствующих устройств вконденсаторе, удовлетворяющих различным

режимам работы блока; повышенной плотностью конденсатора по  водяной стороне в условиях длительной эксплуатации; конструктивным решением по конденсационному устройству, исключающим остановблока при нарушении плотности как о водяной, так и по паровой стороне.

В соответствии с количеством ЦНД в конденсационной установке приняты два конденсатора – по одному на каждый ЦНД. Конденсаторы являются однопоточными по воде,т. е. имеют по одному подводящему и сливному патрубку. Определено это невозможностью компоновки на одном конденсаторе четырех (два подводящих и два сливных)  циркуляционных водоводов сравнительно большого диаметра. Применение однопоточных конденсаторов, в свою очередь, привело к их объединению по паровому пространствудля предотвращения полной потери мощностиблока при вынужденном отключении одногоиз конденсаторов.

Конденсаторы связаны с ЦНД переходными патрубками, между которыми установлены так называемые перепускные патрубки, объединяющие паровые  пространства двух конденсаторов. В  связи с тем, чтов фундаменте турбоустановки между ЦНД установлена дополнительная колонна, подпирающая поперечнуюбалку, связь по паровому пространству осуществляетсядвумя перепускными патрубками, площадь которых  принята максимально возможной из условия их расположения в фундаменте и на переходном патрубке исоставляет примерно 25%, площади выхлопа ЦНД. В  соответствии. с этим при отключении одного конденсатора мощность блока должна быть снижена примернона 50 – 40%.

   Проведенные испытания блока с одним отключенным конденсатором подтвердили возможность работы при мощности 60 – 70%. Перепускные патрубкиконструктивно выполнены с системой компенсаторов,которая, с одной стороны, обеспечивает компенсациютемпературных удлинений ЦНД от своих фикс-пунктов, а с другой – восприятие усилий от атмосферного давления на стенки переходного патрубка в зоне расположения компенсаторов.

Соединение переходногопатрубка с турбиной и конденсатором осуществляется при  помощи сварки, по этому для компенсации температурных удлинений выхлопного патрубкаЦНДот опорных лап, переходногопатрубка и корпуса конденсатора последнийустанавливается на пружинных опорах, которые, в свою очередь, устанавливаются а бетонные подушки фундамента турбоустановки.

Для обеспечения нестационарных режимов работы блока (пуск и сброс нагрузки) предусмотрены специальные приемносбросные устройства, через которые осуществляется прием пара в конденсаторы, а такжеустройство для приема растопочной водыкотлов.

В днище конденсатора расположены конденсатосборники деаэрационного типа, предназначенные для сбора конденсата с одновременной дополнительной его деаэрацией.В конденсатосборнике поддерживается постоянный уровень конденсата, чем обеспечивается необходимый подпор на всасе конденатных насосов. Емкость конденсатосборников выбрана из условия обеспеченияуказанного подпора исходя из времени срабатывания клапана рециркуляции и производительности конденсатных насосов.

Конденсаторы:

Количество       2

Тип                 К-11520, поверхностные двухходовые по охлаждающей воде, с центральным отсосом воздуха,

Поверхность охлаждения    2*11520 м²

Количество охлаждающих трубок     2*14740

Длина трубок          9 м.

Сортамент трубок          28*1 мм, 28*2 мм

Материал трубок         сплав МНЖ-5-1

Расход охлаждающей воды             2*25740 м³/ч

Гидравлическое сопротивление по водяной стороне. 39,2 кПа (4 м вод. столба)

Конденсатные насосыI ступени :

Расчетный напор в коллекторе конденсатного насоса первой ступени определяется по формуле:

Ркн1=DРбоу+DРэж+DРтр+DРкн2–Рк

где DРбоу – гидравлическое сопротивление обессоливающей установки, 0,6 МПа;

DРэж гидравлическое сопротивление эжекторной группы, 0,07 МПа;

DРтр - гидравлическое сопротивление трубопроводов, 0,05 МПа;

DРкн2 –необходимое давление на всасе конденсатного насоса второй

ступени, 0,2 МПа;

Рк – давление в конденсаторе 0,0035 МПа;

Ркн1=0,6+0,07+0,05+0,2-0,0035= 0,916»92 м.вод.ст

По литературе (л7; стр 369) выбираем конденсатный насос:

количество:                     2 ( 1 резервный)

тип:                                  КсВ-1600-90

производительность:     1600 м³/ч

напор:                              90 м вод. ст.

   

Конденсатные насосыII ступени :

Напор конденсатных насосов второй ступени определяем следующим образом:

Ркн2»Рд-DРкн2+DРпнд+DРрку +DРгеод

где Рд – давление в конденсаторе, 0,7 МПа;

DРкн2 – давление создаваемое конденсатным насосом первой ступени, 0,2 МПа;

DРпнд сопротивление теплообменниковПНД1 – 0,05978 МПа; ПНД2 – 0,06762 МПа; ПНД3 0,07938ПНД4 – 0,0892;ПНД5 – 0,07938 МПа ; DРпнд =0,376 МПа;

Рск – общее гидравлическое сопротивление ПНД, трубопроводов с арматурой » 0,2 МПа -

DРгеод – геодезический подпор, определяется разницей в высотах места входа воды в конденсатный насос и уровнем установки деаэратора. 28м. вод.ст.»0,28 МПа

DРрку – сопротивление регулирующего клапана уровня 0,4 МПа;

Ркн2»0,7-0,2+0,376+0,2+0,28+0,4» 1,756 МПа»180 м.вод.ст

По литературе (                     ) выбираем конденсатный насос второго подъема:

количество:                     2 ( 1 резервный)

тип:                                   ЦН-1600-220

производительность:     1600 м³/ч

напор:220м вод. ст.

13. Выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы.

Выбор тягодутьевых установок сводится к подбору машины, обеспечивающей производительность и давление, определенные при расчете воздушного и газового трактов, и потребляющей наименьшее количество электроэнергии при эксплуатации.

Для расчета дутьевого вентилятора определим расход

Vдв=Вр´V0(aт-Daт-Daпл+Daвп)´(tхв+273)/273

где Vдв количество холодного воздуха засасываемого дутьевым вентилятором.

Вр – расчетный расход топливакг/с;

V0 – теоретическое количество воздухам³/кг; aт– коэфф. избытка воздуха в топке;

Daт – коэфф. присосов воздуха в топке;

Daпл - коэфф. присосов воздуха в системе пылеприготовления;

Daвп – коэфф. присосов воздуха в воздухоподогревателе;

tвзп – температура воздухоподогревателя

tх.в= 30°С

Vдв=296000´4,42(1,2-0,7-0,04+0,25)´(30+273)/273= =1030985 м³/ч

Подача воздуха вентиляторами должна обеспечивать полную производительность парогенератора с запасом в 10%

Vдв.расч =1,1´Vдв=1,1´674= 741,4 м³/с= 1134083 м³/ч

Оснащаем парогенератор двумя дутьевыми вентиляторами, производительностью не менее567048 м³/ч, один дутьевой вентилятор должен обеспечивать не менее половинной нагрузки парогенератора,. номограмме VII-86 (л4; стр. 249) выбираем центробежный дутьевой вентилятор ВДН-24´2-IIу

Выбор дымососов сводится к подбору машины, обеспечивающей производительность и давление, определенные при расчете воздушного и газового трактов, и потребляющей наименьшее количество электроэнергии при эксплуатации.

Расход газов (в м³/ч) рассчитывается по формуле:

Vд=Вр(Vг.+DaV0)´Jд+273

                                      273

где

Вр – расчетный расход топливакг/с;

V0 – теоретическое количество воздухам³/кг; aт– коэфф. избытка;

Vг. объем продуктов горенияна 1 кг топлива;

Da - присос воздуха в газопроводах за воздухоподогревателем для котлов с электрофильтрами Da=0,1;

V0 – теоретическое количество воздухам³/кг;

Vд=296000(479+01´4,42)´145+273= 2371227 м³/ч

                                                  273

Подача дымовых газов дымососом должна обеспечивать полную производительность парогенератора с запасом в 10%

Vд.р=1,1´Vд= 2608349,7 м³/ч

Оснащаем парогенератор двумя осевыми дымососами, один дымосос должен обеспечивать не менее половинной нагрузки парогенератора производительность дымососа должна быть не менее, 1304174,85 м³/ч. По таблице    (                 )

выбираем осевой двухступенчатый дымосос ДОД – 43.

характеристики дымососа ДОД – 43 :

подача: 1335/1520тыс. м³/ч

Напор: 3500/4500 Па,

КПД: 82,5%

Число оборотов: 370

Потребляемая мощность: 1570/2500 кВт.

Расчет дымовой трубы.

Определение высоты дымовой трубы производим в такой последовательности:

Определяем выброс золы:

                  6

Мзл=10   ´Вр/3600´(1-hзу/100)´

´[(1-q4/100)´Ар/100+q4/100]

где Вр – расчетный часовой расход топлива всеми котлами работающими на одну трубу, т/ч;

hзу – КПД золоуловителя 99%;

q4 – потеря теплоты от механического недожога = 1.

Мзл=1000000´893/3600(1-99/100)´

´[(1-1/100)´38,1/100+1/100]= 960 г/с

Определяется выброс SO2 ;

                       6

М SO2=10   ´Вр/3600´Sр/100´mSO2/mS

где Sр –содержание серы в рабочей массе топлива, 0,8%;

mSO2 , mS – молекулярная масса SO2 и S, соотношение их равно 2.

М SO2=1000000´893/3600´0,8/100´2= 3968,8 г/с

Определяется выброс оксидов азота

М NO2=0,034b1´k´Вр´Qр.н.(1-q4/100)b3

Где b1 – безразмерный поправочный коэффициентучитывающий качество топлива, 1,0;

Вр расход натурального топлива 248 кг/с

b3 – коэффициент учитывающий конструкцию горелок 1,0;

k -  коэффициент характеризующий выход оксидов азота на 1т сожженного условного топлива, k=12D/(200+Dн )

где D и Dндействительная и номинальная паропроизводительность котла. » 10;

Qр.н низшая теплота сгорания натурального топлива16,760 МДж/кг

М NO2= 0,034´1´10´248´16,760(1-1/100)´1=1399 г/с

Определяется диаметр устья трубы

Dу.тр=Ö4Vтр/pwвых

где Vтр – объемный расход продуктов сгорания через трубу, 2371227 м³/ч=658,7 м³/с

wвых – скорость продуктов сгорания при выходе из дымовой трубы, 20 м/с;

Dу.тр= aÖ4´658,7/3,14´20=6,4 м

Определяем минимальную высоту дымовой трубы.

Н=Ö А´     МSO2+ПДКso2/ПДКNO2´MNO2Öz/VтрDt

                                           ПДК so2

Где А – коэффициент зависящий от метреологических условий местности, 200;

ПДКso2 – 0,5; ПДКNO20,085 мг/м³

z -число дымовых труб 1,

Dt разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры самого жаркого месяца в подень » 110°с;

Н=Ö 200´ 3968,8 +0,5 /0,085 ´1399     Ö1/ 658,7 ´110

                                        0,5

Н= 342 м

Высота устанавливаемой трубы 342 м.

14.Выбор системы золоулавливавния и золоудаления.

Примеси, заключающиеся в дымовых газах, загрязняя атмосферный воздух, оказывают при определенных концентрациях весьма  вредное влияние на человеческий организм ирастительный мир, а также увеличивают износмеханизмов, интенсифицируют процессы коррозии металлов, разрушающе действуют настроительные конструкции зданий и сооружений. Для снижения количества выбросов золы в атмосферу, на проектируемой ГРЭС устанавливаются комбинированные золоуловители.

Комбинированные золоуловители

При сжигании многозольных видов топлива на электростанциях большой мощности устанавливают двухступенчатую очистку дымовых газов от золы, комбинируя батарейные циклоны и электрофильтры,а также мокрые золоуловителии электрофильтры.

Суммарную степень очистки газов в двухступенчатомзолоуловителе  определяютпоформуле

= h'+ h`` (1 – h'),

где h' и h`` – соответственно степень очисткигазов в 1-й и 2-й ступенях.

Для блока 500 МВт, работающегона многозольном экибастузском угле, зола которого имеет высокое удельное электрическое  сопротивление установка состоит из мокрого золоуловителя с трубой Вентури и четырехпольного электрофильтра. В первой ступениулавливалось 90% золы, содержащейся в дымовых газах, а также происходили их увлажнение и охлаждение до 75 – 80'С. Это способствовало снижению удельного электрического,  сопротивления слоя золы и уменьшало вероятность образования обратной короны в электрофильтре. Общая степень очистки дымовыхгазов на этой установке составила99,0 – 99,5%.

Стоимость таких высокоэффективныхзолоуловителей достигает около 7% общих затрат на сооружение электростанции.

Золоудаление

Система удаления и складирования золы  и шлака современных крупных электрическихстанций, называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающий специальное оборудование и устройства,а также многочисленные инженерные сооружения. Ее назначением является удалениешлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов,  транспорт их за пределы территории электростанции, часто на значительное расстояние (до10 км и больше), и организация их складирования на золошлакоотвалах.

На проектируемой станции осуществлено гидравлическое золошлакоудаление.

Наиболее универсальнойи  экономичнойявляется система гидрозолоудаления с багерными насосами, транспортирующими совместно золовую и шлаковую пульпу. В настоящеевремя для мощных электростанций осуществляют, как правило, эту систему гидрозолоудаления.

На рисунке показана общая схема совместного гидравлического удалениязолы и шлака багерными насосами. Образующийся в топке парогенератора шлак поступает в шлакоудаляющее устройство 1, из которого удаляется в самотечный канал 2 системы гидрозолоудаления, в него подается также смывнымиустройствами 3 из бункеров 4 летучая зола, уловленная в золоуловителе. Из канала гидрозолошлаковая смесь (пульпа) поступаетк багерным насосам 5, которые по стальнымтрубопроводам 6 перекачивают ее на золошлакоотвал. Перед поступлением к багерному насосу пульпа проходит через центральнуюдробилку 7 (если отсутствуют дробилкиу шлакоудаляющих устройств под парогенераторами), где происходит измельчение шлакадо кусков размером не более 25 – 30 мм, а затем через металлоуловитель 8. Осветленная  вода поступает из отвала в отстойный бассейн,если осуществлена замкнутая (оборотная схема), либо в ближайший водоем, если водоснабжение системы гидрозолоудаления выполнено по разомкнутой (.прямой) схеме.

.

Для удаления шлака из топок парогенераторов большой паропроизводительности, образующегося в твердомсостоянии, служат механизированные устройства непрерывного действия со шнековым транспортером (БКЗ и ЗиО).

Шнековые транспортеры (рис.    ) имеют ванну с наклонным лоткообразным дном.Производительность этих транспортеров 4 – 8 т/ч. Диаметр шнека 500 – 600 мм, длина 5 – 8 м, угол наклона 15° – 25° . Как правило, зашнеком, под шлаковой течкой располагаютдробилки.

рис (          )

1бункер холодной воронки; 2 ванна; 3 кольцо для дробления шлака; 4 шнек; 5 привод шнека; 6 шлаковая течка; 7 люк; 8 опорная конструкция; 9 втулка; 10 подшипник;

Шлаковые и золовые каналы в пределах котельного цеха выполняют раздельными. Типовыми являются железобетонные каналы, облицованные плитами из литого базальта,со съемными металлическими перекрытиями на уровне пола,  который выполняют с уклоном не менее 1° в сторону каналов гидрозолоудаления.

Насосы подающие шлакозолвую пульпу называют багенными. В качестве багерных насосов используют центробежные насосы . Обычно используют грунтовые насосы, которые располагают так, чтобы их всасывающий патрубок всегда находился под заливом.

(л1; стр. 347 – 353)

15. Выбор схемы водоподготовки.

Обычно исходная вода подвергается специальной обработкедля улучшения ее качества. Установки, на которых производится такая обработка, называется водоподготовительными, а вода, полученная в результате обработки, –химически обработанной. Вода, поступающая в. котельные агрегаты, называется питательной, а находящаясяв них – котловой (или испаряемой) водой.

Конденсатными насосами первой ступенитурбинный конденсат подается на блочную обессоливающую установку (БОУ) , где происходит его очистка от суспендированных и ионизированных загрязнений. ПослеБОУ конденсатными насосами второй ступениконденсат направляется через подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор , куда поступает также иконденсат греющего пара подогревателей высокого давления (ПВД).

Так как в деаэратор направляется не только турбинный конденсат, но и другие потоки, то выходящая издеаэратора смесь называется уже питательной (а так же деаэрированной) водой. Подогретая паромдо 428 К  хорошо дегазированная (т. е. освобожденная от растворенных газовО2, СО2, N2) питательная вода из деаэратора поступает в бустерные насосы 15, подающие ее на всас питательных насосов . Последние через ПВДнаправляют ее в котельный агрегат, где и замыкаютописанный здесь контур энергоблока.

В этом замкнутом цикле имеются потери конденсата, значения для которых для энергоблоков с давлением 24 МПа находится в пределах 1-2% паропроизводительности котла. Эти потери восполняются обессоленной водой подготовленной на специальной водоподготовительной установке (ВПУ).

У каждой турбины электростанции с прямоточными парогенераторами предусматривается установка для обезжелезивания и глубокого обессоливания 100% конденсата, выходящего из конденсаторов.

Блочная обессоливающая установка предназначена для очистки полного расхода основного конденсата и работает по схеме:обезжелезивание на намывных целлюлозныхфильтрах, обессоливание на фильтрах смешанного действия с выносной регенерацией ионитов. Производительность установки –1600 м~/ч.

В состав БОУ входят четыре целлюлозных  фильтра Æ2000 мм производительностью500 м³/ч каждый, три фильтра смешанногодействия Æ3400 мм производительностью900 м³/ч каждый с выносной регенерацией.

Дистиллят испарителей электростанций с прямоточными парогенераторами обессоливается в конденсатоочистках турбин.

Внутренние поверхности баков деаэрированной воды, запаса и сбора конденсата должны иметь защитные  покрытия.

На ТЭС блочной структуры общий дополнительныйзапас обессоленной воды в баках без давления, устанавливаемых вне зданий, принимается на 40-минутный расходводы  примаксимальной нагрузке, но :не менее6000 м³.

Для каждого энергоблока устанавливают один дренажный бак емкостью 15 м³ с двумя насосами.

На электростанциях предусматриваются аппаратура,насосы, трубопроводы и т. и. для предпусковых и эксплуатационных водно-химических промывок, а также устройства для предупреждения стояночной коррозиипарогенераторов, турбин и прочего оборудования и трубопроводов.

16. Перечень средств автоматизации и технологической защиты турбины

Автоматическая система защиты (АСЗ) – электрогидравлическая, с электрическими измерителями и гидравлической  исполнительной частью. Только защита по  превышению частоты вращения, (автомат  безопасности)выполненамеханогидравлической. Надежность и быстродействие АСЗ достигаются дублированием элементов, исключением золотниковых. пар, введением положительных обратных связей, периодическими проверками на остановленной и работающей турбине.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМААСЗ.

НАЗНАЧЕНИЕ И ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ЭЛЕМЕНТОВ

На обеих модификациях турбины АСЗвыполнена беззолотниковой, с положительной  обратной связью во всех ступенях усиления.На турбинах К-500-240-2 эта система проектная, на К-500-240 – установлена взамен золотниковой при модернизации.

Система защиты (рис. 16.1) имеет четыре (пять на К-500-240) сервомотора 1, 8 и четыре регулятора (два механических автомата  безопасности по предельной частоте вращения 15 и два защитных устройства 12 поостальным сигналам) и выполнена с двумя ступенями усиления. В промежуточных ступенях использованы выключатели с положительной обратной связью.

Все сервомоторы АСЗ – односторонние, открытие производится конденсатом из напорных линий 2, 5, закрытие – пружинами.В рабочую камеру каждого сервомотора через ограничительную шайбу осуществляетсяпостоянный подвод конденсата,слив из камеры зависит от положения пластины беззолотникового выключателя д, 7.

Положение каждой пластины выключателя зависит от соотношения давлений над нейр3 и под нейрр. Прир3 >0,33 Рр, пластинаприжата к нижнему упору, слив из рабочейкамеры закрыт и сервомотор открыт. ПриР3< 0,33 Рр, пластина прижата к верхнему упору, открывая слив и позволяя сервомотору под действием пружин закрыться с максимальным быстродействием.

В случае, Р3=0,33Ррпластина находитсяво взвешенном равновесном положении.

Беззолотниковые выключатели сервомоторов являются второй ступенью усиления АСЗ. Первой ступенью усиления являются также . беззолотниковые защитные устройства 12,управляющие сливами из линий защиты 4 и6. Защитных устройств – два, установленыони параллельно. При срабатывании каждого закрываются все стопорные клапаны, для  открытия клапанов необходимо взведение  обоих защитных устройств. Каждое из защитных устройств управляет сливом из двух линий защиты и линии 1-го усиления 18 (управляющей регулирующими клапанами).Давление в одной линии защиты определяетположение находящихся с одной сторонытурбины клапанов высокого давления и промперегрева,  ложное падение давления приводит к закрытию клапанов только одной стороны и не препятствует продолжению работы  турбины со сниженной нагрузкой в течение  некоторого времени.

Основным элементом защитного устройства является пластина, работающая подобнопластине выключателя сервомотора. Снизупластина нагружена давлением из линий защиты 4, б и 1-го'усиления 18, сверху давлением импульсной линии защиты 10. Подводв последнююпостоянен, сливами управляют четыре клапана. Два клапана, размещенныенепосредственно в корпусах защитных устройств, жестко связаны с электромагнитами защиты и кнопками ручного останова турбины. При нажатии на одну кнопку или срабатывании одного электромагнита происходит  перемещение клапана соответствующего защитногоустройства,  Два другихклапанаоткрывают слив из импульсной линии от 'действия механическихавтоматов безопасностипри повышении частоты вращения ротора.

Общая схема управления стопорными и регулирующими клапанами, показана на рис 16.2

рис.16.1

рис.16.2

17. Описание компоновки главного здания электростанции.

Главным корпусом тепловой электростанции называют главное ее здание, внутри которого размещается основное и связанное с нимвспомогательное энергетическое оборудование, осуществляющее главный технологическийпроцесс преобразования теплоты сгорания топлива в электрическую энергию.

В главный корпус подается топливо,подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего пара турбин и для других целей и т. д. Из главного корпуса отводятся охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы парогенераторов, шлак изола при использовании твердых топлив и т. Из главного корпуса выводится конечная продукция электростанции – электрическая энергия.

В соответствии с установкой в главном  корпусе основных энергетических агрегатов парогенераторов и турбоагрегатовв составглавного корпуса входят два основных помещения (отделения): парогенераторное и турбинное (машинный зал) и, кроме того, такназываемое промежуточное помещение междупарогенераторным и турбинным помещениямидля различного вспомогательного оборудования турбоагрегатов и парогенераторов. Промежуточное помещение выполняют многоэтажным (в виде «этажерки»); наличие егоспособствует устойчивости строительных конструкций главного корпуса, включающих,  в частности, колонны наружных (фасадных)  стен машинного зала и отделения парогенераторов.

В промежуточном помещении находятся  деаэраторы с баками, иногда бункеры топлива и оборудование пылеприготовления. Оно выполняется или  однопролетным в виде совмещенного бункерно-деаэраторного помещения. Кроме того,в нем размещают РОУ и БРОУ, трубопроводы, электрическое распределительное устройство собственного расхода и тепловые щиты,в том числе блочные щиты управления. Этищиты размещают на основном уровне обслуживания, составляющем –10 м и совпадающем с таковым в помещениях турбоагрегатов и парогенераторов. Совмещенное бункерно-деаэраторное помещениевходит в состав парогенераторного отделения

Парогенераторное помещение

Компоновка энергоблоков 500 Мвт электростанции, использующей экибастузские угли включает парогенератор Т-образной конструкции, способствующей снижению скоростей дымовых газов в двухконвективных шахтах, и турбоагрегат500 Мвт, установленный поперек машинногозала (рис.        ).

Парогенератор опираетсяна самостоятельный фундамент. Бункеры имолотковые мельницы устанавливаются между парогенераторами, регенеративные воздухоподогреватели и конвейеры топливоподачи – в пристройке к помещению парогенератора. Ячейка энергоблоков имеет размер66 м, пролет машинного зала 51 м.

Часть вспомогательного оборудования парогенераторов: воздухоподогреватели регенеративного типа, электрофильтры  дымососыи дутьевые вентиляторы устанавливают в пристройке к помещению парогенераторов.

Компоновка помещения турбогенератора.

Решения, реализованные в компоновке основного и вспомогательного оборудования,способствуют обеспечению высоких показателей надежности, экономичности и ремонтопригодности турбоустановки.

Компоновка выполнена для условий работы турбоагрегата в моноблоке с одпокорпуспым котлом П-57 с укрупненным вспомогательным оборудованием, паропроводами свежего и вторичного пара. Турбина сопрягается с генератором ТГВ-500,

В основу выполненной компоновки заложены следующие основные принципы.

1.В ячейке размещается все оборудование турбоустановки, за исключением системырегенерации фильтров блочной обессоливающей установки, которая размещается у колонн ряда А (фасадной стены) в ремонтномпролете.

2. Для размещения оборудования при ремонте турбоагрегата предусмотрен дополнительный пролет за каждым нечетным блоком.

3. Основная отметка обслуживания турбоагрегата 10,2 м, глубина подвала 4,2 м.

4, Б машинном зале в этажерке у рядаА) размещаются из электрической частитолько аккумуляторные батареи - и установкаионного возбуждения, Размещение РУ( Н==6 кВ и 0,4 кВ предусмотрено в бункерно-деаэраторной этажерке. Там же на отметке10,2 м напротив основной ремонтной площадки между соседними энергоблоками размещается блочный щит управления.

5. Трассы кабельных коммуникаций приняты проходными ~2´2 м) и предусмотреныс обеих сторон фундамента турбоагрегата.

На рис. (             ) показаны план машинного зала для головного образца турбоустановки К-500-240-2.

Компоновка турбоустановкипоперечная,т. е. продольная ось турбоагрегата перпендикулярна оси колонн главного корпуса ГРЭС.Ось турбоагрегата совпадает с осью котла.  Такое расположение турбоагрегата обеспечивает наиболее короткие связи с котломпосвежему и вторично перегретому пару, питательной воде, симметричность основных трубопроводов и отсутствие неуравновешенных поперечных компенсационных усилий на корпусе турбины. Относительно оси турбины компоновка несимметричная: слева от оси повиду со стороны ряда Б в сторону ряда А – 1,5 пролета, справа – 2,5 пролета

Слева от оси турбины расположены: конденсатные насосы первой и второй ступеней;блочная обессоливающая установка; эжекторная группа; подогреватели низкого давления (ПНД-1 – ПНД-5); сетевые подогреватели (основной и пиковый бойлеры с охладителем дренажа); дренажные насосы ПНД инасосы сетевых подогревателей.

Справа от оси турбины размещены: питательная группа (питательные и бустерныенасосы); подогреватели высокого давления(ПВД-7 – ПВД-9); оборудование масляногохозяйства турбины и генератора.

Для данной компоновки принята ячейка  машинного зала размерами 51´48 м, что соответствует удельной площади 4,54 м'/Мвт

Значительная насыщенность ячейки оборудованием потребовала многоярусного размещения узлов и трубопроводов установки иремонтных площадок. Примерами такого размещения могут служить: маслохозяйство турбоустановки, расположенное под ремонтнойплощадкой отметки 10,2 м, конденсатныедренажные, сетевые и другие насосы со стороны ПНД под площадкой отметки 5,6 м, накоторой устанавливаются эжекторы пусковые,сальниковый и другие.

18. Мероприятия по охране труда и пожарной профилактике по котельному или турбинному отделению котлотурбинного цеха.

Охраной труда называют систему организационных и технических мероприятий, осуществляемых на производстве для защиты здоровья и жизни работников от вредных условий, несчастных случаев и травматизма.

Охрана труда состоит из двух самостоятельных разделов промышленной санитарии  (санитарно гигиенические мероприятия) и техники безопасности (мероприятия по технической охране труда).

Промышленная санитария включает мероприятия по борьбе с вредными воздействиями на организм человека промышленных ядов, газов, пыли, производственного шума, а также по рациональному устройству отопления, вентиляции и освещения.

Техника безопасности включает в себя мероприятия по защите работников от несчастных случаев, возникающих на производстве, а также по предупреждению этих случаев.

Промышленная санитария. Для снижения температуры воздуха в помещениях и на рабочих местах кроме общей вентиляции устраивают местную вентиляцию, подавая к рабочимместам свежий и более холодный воздух, увлажняемый при необходимости разбрызгиваемой  водой. Для работы в барабанах котлов и других местах с высокой температурой применяютспециальные душирующие установки.

При температуре выше 40-45 С и работе средней тяжести независимо от влажности искорости движения воздуха охлаждение тела человека не наступает, что может вызвать тепловой удар.

Поэтому в барабанах остановленных котлов, в которых относительная влажностьочень высока, запрещается работать при температуре выше 45 С, а при более низких температурах после 20 мин работы устанавливается отдых вне барабана продолжительностьютакже 20 мин.

Работа в топках и газоходах при температуре на рабочих местах выше 60 С не допускается. При более высоких температурах работа должна производится в теплой спецодеждеи валенках.

Освещенность рабочих мест. Напряжение в нормальной осветительной сети равно 127  или 220 В, оно опасно для здоровья и жизни людей, попавших под напряжение. Поэтому напряжение местного освещения, аппаратуры, приборов, органов управления, водомерных колонок и других элементов паровых котлов, которые обслуживаются людьми в непосредственной близости от осветительной аппаратуры, должно быть не более 36 В.

При работах в барабанах, топках, газоходах котлов, а также в мельницах, шахтах, коробах, воздухопроводах и других тесных местах с хорошей проводимостью тока человекможет попасть под ток. В таких случаях применяют освещение напряжением не выше 12 В, питающееся от специальных трансформаторов. Для освещения указанных мест служат переносные лампы со шнуром длиной 25-40 м.

Условия работы в котельных цехах электростанций требуют от каждого рабочего знания правил техники безопасности и их беспрекословного выполнения. Несчастные случаи слюдьми происходят главным образом из-за незнания правил или их нарушений. Поэтому все  рабочие котельных цехов проходят специальное обучение правилам безопасности, котороевключает в себя следующие формы:вводный инструктаж;индивидуальное обучение по инструкциям и пособиям;инструктаж перед началом работы;периодический инструктаж по общим вопросам техники безопасности и инструктаж на рабочем месте; организованное обучение на курсах;проработка отдельных вопросов техники безопасности на собраниях.

Пожарная безопасность. Противопожарные мероприятия при ремонте оборудования имеют профилактический характер. К ним относятся, в основном, режимные мероприятия, устраняющие непосредственные или возможные причины возникновения пожаров.

Места производства электро-, газосварочных и других огневых работ должны быть согласованы с пожарной охраной, обеспечены средствами пожаротушения (огнетушитель илиящик с песком, лопата и ведро с водой). При наличии вблизи или под местом этих работ сгораемых конструкций (лесов, подмостей, настилов и т.п.) последние должны быть надежнозащищены от возгорания металлическими экранами или политы водой, а также должны бытьприняты меры против разлета искр и попадания их на сгораемые конструкции и нижележащие площадки.

Ремонтные площадки должны содержаться в чистоте. Не допускается загромождение проходов и подступов к пусковым и электрораспределительным устройствам, а также к пожарному инвентарю.

Ветошь, промасленные обтирочные материалы после употребления следует складывать в специально предназначенные для них металлические ящики. Случайно пролитые горючие жидкости (керосин, масла и т.д.) необходимо немедленно собрать и удалить с местапроизводства работ.

Бензин, керосин и смазочные материалы должны храниться в металлической таре, запирающимся металлических шкафах. Их количество не должно превышать суточной нормы. Допускается только раздельное хранение горючих жидкостей, баллонов с кислородом и барабанов с карбидом кальция в безопасных кладовых.

Различные нагревательные приборы (отопительные, производственные) должны содержаться в исправности, а после окончания работы приводиться в такое состояние, чтобыони не могли послужить причиной возникновения пожара. Особенно тщательно надо следить за состоянием электропроводок и предотвращением коротких замыканий, при которых  нередко возникают пожары.

Средства пожаротушения должны храниться на видных, легкодоступных местах и содержаться в постоянной готовности. Весь персонал должен знать местонахождение средствпожаротушения и уметь приводить их в действие.

Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ. К числу мероприятий, обеспечивающих безопасность работ при ремонте теплосилового оборудования электростанций, относятся: оформление работы нарядом или распоряжением; соблюдениеспециальных правил допуска к работе; осуществление регламентированного надзора во время работы; соблюдение правил перевода на другое рабочее место; оформление перерывов иокончания работ.

Нарядом называют письменное распоряжение на работу, определяющее место, время, условия проведения работы и необходимые меры безопасности, а также состав бригады ифамилии работников, ответственных за безопасность работ. Перечень работ выполняемых по нарядам, устанавливается на каждой электростанции.

Право выдачи нарядов и распоряжений на ремонт котельного оборудования предоставлено начальникам котельных (котлотурбинных) цехов и их заместителям, инженерам имастерам этих цехов, а также при необходимости начальникам смен станции, если они уполномочены распоряжением по электростанции.

После получения наряда ответственный руководитель работ выполняет общий инструктаж членов бригады и осуществляет допуск к работе. Производитель работ допускает кработе и инструктирует каждого члена бригады на его рабочем месте.

Точное выполнение перечисленных организационных мероприятий обеспечиваетбезопасное проведение работ на действующем оборудовании или вблизи него.

18.1.Мероприятия по охране труда.

Техника безопасности при производстве ремонтов оборудования турбинных цехов.

Важными мероприятиями при подготовке и проведению ремонтов являются мероприятия по технике безопасности. Анализ несчастных случаев , имевших место при ремонтах оборудования, свидетельствует о том, что преобладающее большинство несчастных случаев является результатом невыполнения установленных Правил по технике безопасности вследствие неудовлетворительного знания персоналом этих правил, а в некоторых случаях из-за пренебрежительного отношения к этим правилам как со стороны рабочих, так и инженерно-технических работников. Для ликвидации несчастных случаев необходимо безусловно выполнять все технические и организационные мероприятия, направленные на обеспечение безопасной работы персонала.

В период подготовки к ремонту необходимо провести с персоналом инструктажи по технике безопасности, проверить наличие и исправность защитных средств, подъемных и транспортных устройств, такелажа, проверить состояние инструмента. Недопустимо использовать при ремонте непроверенные подъемные и транспортные механизмы; такелажные приспособления, неисправный или не отвечающий требованиям техники безопасностиинструмент. Все защитные средства, подъемныетранспортные механизмы и такелажные приспособления должны быть проверены в сроки, установленные для нихПравилами по технике безопасности и результаты проверки должны быть записаны в журнал. Крюки, рым болты и скобы должны иметь клеймо завода-изготовителя и паспорт с указанием грузоподъемности;

Электродрели и другой ручной инструмент с электроприводом должны быть исправными и должны иметьзаземляющий провод. Паяльные лампы должны быть проверены и дата последней проверки указана на бирке;диэлектрические перчатки должны иметь штамп., на котором указаны дата последнего испытания и напряжение, на которое они испытывались. Переносные лампы  необходимо выполнять на безопасное напряжение: 36 вдля сухих помещений и 24 – 12 в – для сырых.

Перед началом ремонта необходимо принять меры,исключающие попадание пара и воды из паропроводови питательных магистралей, находящихся в рабочем состоянии, а также из дренажных трубопроводов какв турбину, так и в другие агрегаты, подлежащие вскрытию и ремонту. Для этого турбоустановка должна бытьотключена от общих паропроводов и линий питательной воды задвижками, маховики которых запираются нацепь с замком, и на задвижках вывешиваются плакаты«Не включать – работают люди». Точно так же должны быть закрыты на замок приводы задвижек и вентилиоткрытых дренажей.

К вскрытию турбины можно приступать только тогда, когда после отключения ее задвижками, как этоуказывалось выше, будет установлено отсутствие давления в паропроводе перед турбиной. Вскрытие крышекцилиндров является весьма ответственной операцией, и приступать к подъему крышки цилиндра можно толькопосле того, как мастером будет проверена правильность строповки крышки. При подъеме и закрытии крышекцилиндров, выемке и установке роторов и других тяжелых деталей команды должны подаваться только одним человеком. Во время подъема крышки цилиндра нив коем случае нельзя класть руки под крышку и производить какие-либо работы с нижним фланцем и с другими деталями, находящимися под крышкой до тех пор, пока она не будет перенесена на специально отведенное место. Переноску крышки цилиндра, как и других деталей, следует производить плавно, без рывков. Стоять ипроходить под поднятым грузом категорически запрещается.

При строповке тросами за рымы (например, привскрытии и закрытии подшипников, выемке и установке диафрагм и др.) необходимо следить, чтобы рымы быливвернуты до отказа. Выемка и установка на место ротора должны производиться при помощи специально предназначенных для этой цели приспособлений. Подъем ротора можно начинать только после проверки правильности строповки.

При разборке автоматического стопорного клапананеобходимо принять меры к осторожному опусканиюпружины, в противном случае пружина может ударитьс большой силой. При выемке клапана следует строповать за крестовины.

При работе в нижней части цилиндра низкого давления отверстие под горловиной конденсатора должнозакрываться специальными деревянными щитами.

Зачистку гребней лабиринтовых уплотнений, во избежание ранений рук, следует, производить в рукавицах.В случае, когда при центровке турбины поворот ротора производят краном, нельзя становиться против натягивающего троса.

Ремонт регенеративных подогревателей, водоподогревателей теплофикационной установки и других теплообменных аппаратов может производиться только после отключения их по пару и по воде и после освобождения их от воды и пара. Отключающая арматура должна быть заперта на цепи с замком и на ней должны  быть вывешены плакаты «Не включать – работают люди». Ключи от замков должны храниться у начальника смены и передаваться по дежурству с соответствующими записями в журнале. Если отключающая арматура по своему состоянию не может обеспечить надежного отключения, то на трубопроводах необходимо устанавливать заглушки. Если снятие давления в корпусе теплообменного аппарата или на участке трубопровода производятся путем разъема фланцевого соединения(при отсутствии дренажных и продувочных линий), необходимо принимать меры предосторожности. Снижение давления следует производить в таких случаях постепенным отвинчиванием гаек без снятия их с болтов дотех пор, пока давление не будет равно нулю, Начинать  отвинчивать гайки надо со стороны, противоположнойтой, на которой находится человек, производящий этуработу,

Замки с отключающей арматуры можно сниматьтолько после того, когда мастер убедится в том, что всеработы окончены, заглушки сняты и рабочие ушли с ремонтируемого участка.

Подтяжку болтовых соединений после ремонта разрешается производить на работающем аппарате или научастке трубопровода только в том случае, если давление не превышает 3 – 4 ат,

При ремонтах задвижек и другой запорной арматуры с электроприводами обязательно должно быть снятонапряжение и удалены предохранители с цепи, питающей электродвигатель. На ремонтируемой запорной арматуре долины быть вывешены плакаты «Работатьздесь».

Обжатие сальников без снятия давления разрешается только на трубопроводах низкого и среднего давлений. При выполнении этой работы должен обязательно  присутствовать начальник смены.

При производстве ремонтных работ с оборудованием турбинного цеха приходится производить работы в баках и резервуарах (баки деаэраторов, резервные бакипитательной воды и др.). Работа внутри баков и резервуаров разрешается в том случае, если обеспечиваетсядостаточная естественная, или принудительная вентиляция в них. Достаточность вентиляции устанавливаетсяпутем проверки качества воздуха в резервуаре. На работу внутри резервуаров следует назначить не менее двух человек, один из которых должен находиться вне резервуара и наблюдать за состоянием человека, работающего внутри. Перед закрытием бака или резервуарапосле ремонта мастер должен лично удостовериться, неостался ли случайно кто-либо из рабочих внутри резервуара, а также не остались ли там инструменты илипосторонние предметы.

Перед работой в дренажных каналах сначала необходимо специальным способом проверить отсутствие тамгаза. Такая проверка путем бросания в канал зажженных спичек, бумаги, пакли и т. п. не допускается . Канал перед работой должен быть тщательно провентилирован, Если в нем будет обнаружен газ, то работа в таком канале может производиться только в изолирующемили шланговом противогазе.

На работу внутри каналов нужно назначать не менее двух человек: один должен оставаться вне каналаи вести наблюдение .и работающим. Перед допускомремонтников на работу в дренажный или спусковой канал, мастер должен убедиться в отсутствии возможностиспуска горячей воды и пара в канал во время производства тамработ. Работа в каналах при температуревыше 50°С не допускается. При температуре в канале 40 – -50°С продолжительность работы каждого рабочегоне должна превышать 20 мин. Через каждые 20 мин.рабочий должен иметь 20-минутный отдых.

При спуске в колодцы рабочий должен иметь предохранительный пояс и привязанную к поясу веревку. Конец веревки должен надежно прикрепляться к какому либо неподвижному предмету, находящемуся на поверхности вблизи дежурного.

(л8; стр 297 – 301)

19. Мероприятия по охране окружающей среды.

Обезвреживание сточных вод систем гидрозолоудалеиия

Количество сточных вод систем ГЗУ во много раз превышает суммарный объем всех остальных загрязненных стоковГЭС. По этой причине очистка сточных вод систем ГЗУ,а для оборотных систем очистка продувочной воды весьма затруднительны. Очистка этих стоков усложняется высокойконцентрацией фторидов, мышьяка, ванадия, ртути, германия  и некоторых других элементов, обладающих токсичнымисвойствами. В применении к таким водам более целесообразно их обезвреживание, т. е. снижение концентрации вредныхвеществ до значений, при которых возможны их сбросыв водоемы.

Основные методы обезвреживания: осаждение примесей; сорбция примесей на различных сорбентах, в том числе назоле; предварительная обработка с применением окислительно-восстановительных процессов.

Наиболее проверенным методом, применяемым для удаления токсичных примесей из сточных вод, является осаждение примесей в результате  образованиямалорастворимыххимических  соединений, иливрезультате  их адсорбциина поверхности образуемых в воде твердых частиц. В качестве  реагента используется, как правило, известь. При необходимости применяются дополнительные реагенты, усиливающие  процесс осаждения.

Некоторые образующиеся комплексы токсичных веществ  с кальцием обладают достаточно высокой растворимостью.Например, даже наименее растворимый из комплексов мышьякс кальцием 3Са(АsО4)2´Ca(OH)2 имеет растворимость 4 мг/кг, что в 18 раз превосходит санитарную норму концентрациимышьяка в водоемах.

Для улучшения вывода мышьяка из воды одновременно с известью используют сернокислое железо (железистый купорос) FeSO4´7H2О. При этом образуется труднорастворимое  соединение FeAsO. Этот процесс усиливается адсорбцией мышьяка хлопьями гидрооксида железа. В результате совместной с известкованием коагуляции можно снизить содержаниемышьяка в сточной воде ГЗУ при pH=9¸10 до его ПДКв водоемах (ниже 0,05 мг/кг). Одновременно происходит и со осаждение хрома.

Соединения фтора хорошо осаждаются при добавочном  вводе хлористого магния (MgCl2) в сточную воду. Фторосаждается совместно с хлопьями образующегося гидрооксида  Mg(OH)2. Например, на  ГРЭС, сжигающей экибастузский уголь, оптимальными условиями для сниженияконцентрации фтора являются pH=10,2¸10,4 при дозе магния,равной 50 мг/кг фтора.

На ТЭС должно быть создано специальное хранилище для  захоронения там осажденных веществ из продувочных водсистем ГЗУ.

Применяется и ряд других веществ для осаждения фтора,  например, на Рефтинской ГРЭС испытана коагуляция сточныхвод ГЗУ сернокислым алюминием. При pH=4,5¸5,5 и дозесернокислого алюминия в виде безводного Al2(SO4)3, равной18 – 23 мг на 1 мг удаляемого фтора, его концентрацияснижалась почти до нуля.

Сорбционная очистка основана на способности сорбентов  извлекать токсичные примеси из сточных вод с образованиемили без образования с сорбентами химических соединений.Сточные воды ГЗУ содержат сорбент – золу. В золе большинства углей содержится до 60%SiO2 и до 30% Al2O3, которые  образуют в процессе сжигания топлива алюмосиликаты. Последние являются ионообменными материалами, способными  сорбировать ионы многих металлов. Наличие в золе недожогаприводит к сорбции золой органических и малодиссоциированных соединений из воды.

Наладка системы ГЗУ позволяет откорректировать соотношение воды и золы, значение рН и в результате получитьдостаточно глубокое удаление токсичных примесей из сточныхвод ГЗУ, используя свойства золы. Благодаря такой наладке  можно избежать строительства специальных очистных сооружений.

Принципиальным решением проблемы обезвреживания сточных вод систем ГЗУ является переход на пневматические,сухие системы транспортировки и хранения золы и шлака  с полным их использованием в народном хозяйстве.

20. Экономическая часть проекта.

Капиталовложения в головные и последующие блоки.

К-500-240 +1650 т/ч твердое головной 225400 млн руб 1995 г.

послед. 123000 млн. руб.

поправочный коэфф. на территориальный район

красноярск 1,19

Удельные вложения капитала при Крс=0; Ки1 = 0

500 мвт средн. знач. 302 тыс. руб /кВт

энергетические хар. по собствен . нуждам.

Wсн=5,0´n бл´Тр+0,029´Wв

удельный расход эл.эн на собст. нужды, ( в %, от выработки эл. эн)

данные для сравнения К сравн.сн.=6800»2,5%

Топливные расходные хар. 500 т.у.т. /год

Вг.у=14,8´nбл´Тр+0,282Wв+0,016(Nн-410)nбл´hу

Удельный расход условного топлива на отп. эл. эн.

г.у.т/кВт333г.

красноярск – I пояс

уголь –15 тыс. руб./т.н.т

стоимость перевозки

укрупненная нома численности пром. произ. перс.1500

коэфф. обсл. Коб, Мвт/чел 1,0

районные коэфф. к зпл. 1,2

Кр зп

зем. налог с 1 га 2250 руб. (1995)

20.1 Определение среднегодовых технико-экономических показателей работы электростанции.

Абсолютное вложение капитала в новое строительство блочной электростанции.

Кст=[ К г.бл+(nбл-1)´Кп.бл]´Крс´К1´Ки1

где Кг.бл- капиталовложения в головной бок, 225400 млн. руб. по ценам на 1.01.1995 г.

Кп.бл – капиталовложения в каждый последующий блок 123000 млн. руб. по ценам на 1.01.1995 г.

nбл – количество устанавливаемых блоков - 3 шт.

Крс – коэффициент учитывающий район строительства 1,19

К1 – коэффициент учитывающий вид системы технического водоснабжения, при прямоточной – 0,9

Ки1 – коэффициент инфляции по вложениям капитала на 1.01.2000, по отношению к ценам на 1.01.1995 составил 6,024

Кст= [225400+(3-1)´ 123000]´1,19´0,9´6,024= 3041333,2656/1000= 3041,3 млн. руб

Удельные вложения капитала.

Куд= Кст/Nу

где Кст – абсолютное вложение капитала на строительство электростанции млн. руб.

Nу – установленная мощность станции МВт.

Кст=3041,3/1500= 2,02тыс. руб /кВт

20.2 Энергетические показатели работы ГРЭС

Годовая выработка электроэнергии ГРЭС.

Wв=Nу´hу´0,001   тыс. МВт´ч

где Nу – установленная мощность станции МВт.

hу – годовое число часов использования установленной мощности 6800 ч.

Wв=1500´6800´0,001= 10200 тыс. МВт´ч

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

Определяется по энергетической характеристике, в зависимости от мощности энергоблока и вида сжигаемого топлива.

Wсн=5,0´n бл´Тр+0,029´Wв

где nбл – число установленных блоков;

Тр – число часов работы блока в течении года, принимается7000 ч.

Wсн=5,0´3´7000´0,001+0,029´10200=   400,8 тыс. МВт´ч

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды

Ксн= Wсн    ´100 = 3,9 %

          Wв

Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции

Wо=Wв-Wсн   тыс МВт´ч

Wо=10200-400,8= 9799,2 тыс МВт´ч

Годовой расход условного топлива

Вг.у = n´Qту.max´1,006´4,19/10³´Тр   г/МДж

hка´Qраб. усл.

Гдеn – число котлов;

Qту -расход тепла на турбоустановку;

Qраб. усл – низшая теплота сгорания условного топлива 7000 ккал или  29330 кДж;

hка – КПД котлоагрегата;

Тр – число часов работы блока в течении года, принимается7000 ч.

Вг.у =    n´4164860000 ´1,006 ´4,19/10³´7000= 3260752т.у.т/год

                       0,92´7000

Удельный расход условного топлива  

.

bу=Вг.у       =    3260752     =   333 г. у.т/кВт´ч

         Wо              9799,2

Годовой расход натурального топлива:

´29330´(1+aпот%/100     ) тн т./год

                     Qр.н             

где Qр.н – удельная теплота сгорания натурального  = 16760 кДж/кг

aпот – норма потерь топлива при перевозке вне территории электростанции 0,8%.

´ 29330    ´(1+0,8/100)= 5751966,5 т.н.т/год

                             16760

КПД станции по отпуску электрической энергии:

hэ.отп=123/bу´100=123/333=0,37´100=37%

где bу – удельный расход условного топлива.

20.3 Проектная себестоимость электроэнергии отпущенной с шин ГРЭС

Топливо на технологические цели:

Для станций сжигающих твердое топливо затраты на топливо определяются по формуле:

Итоп=(Цпр+Цтр)´Вгн

где Цпр – оптовая цена одной тонны натурального топлива 15 руб/т.´Ки=15´6,024=90руб./т.

Цтр – стоимость транспортировки одной тонны угля по железной дороге. 15руб./т.´Ки=6,024 =90руб/т.

Итоп(90+90)´ 5751966,5=    1035353970 руб./год

Цена одной тонны условного топлива:

Цту.т=Итоп/Вгу

где Итоп – годовые издержки по топливу;

Вгу – годовой расход условного топлива;

Цту=1035353970/3260752= 317,5 руб/ту.т

Затраты на вспомогательные цели:

Учитывается стоимость покупки сырья, материалов, стоимость износа средств не относящихся к основным, износа инвентаря, приборов спецодежды, и др.:

Ивм=Нвм´Nу´Ки ´0,001

где Нвм - норматив затрат на вспомогательные материалы, 0,076 руб/кВт

Nу – установленная мощность станции 1500 МВт.

Ки – коэффициент инфляции 6,024

Ивм=0,076´1500´6,024´0,001= 0,686736 млн. руб./год

   Стоимость работ и услуг производственного характера:

Учитывается стоимость транспортных услуг сторонних организаций по перевозке грузов внутри предприятия, услуги водоканала, и другие услуги и работы не относящиеся к основному виду деятельности , и выполняемые сторонними организациями.

Иус= Нус´Nу´Ки´0.001   млн. руб./год

где Нус – коэффициент стоимости работ и услуг производственного характера, для станции работающей на каменном угле 0,018 руб/кВт

Nу – установленная мощность станции 1500 МВт.

Ки – коэффициент инфляции 6,024

Иус=0,018´1500´6,024´0.001=  0,1626 млн. руб. год.

Плата за воду в бюджет.

Плата за воду бюджет в целом по станции определяется:

Пл.в.с =SПл.в.б´Ки

гдеSПл.в.б – плата за воду в бюджет по всем блокам, плата за один блок 500 МВт.3,09 млн. руб./год;

Ки – коэффициент инфляции 6,024

Пл.в.с=9,27´6,024= 55,8 млн. руб./год

Материальные затраты (всего)

Имз=Итоп+Ивм+Иус+Пл.в.с= 1092 млн. руб./год

Оплата труда:

Среднемесячная заработная плата одного работника:

ЗПмес.ср.=Ст(I)´Кt.ср´Крр.ср´Кср.пр.´Кр.зпруб./мес

где Ст(I) – месячная тарифная ставка рабочего первого разряда электростанции, равная 3-м минимальным месячным оплатам труда (ММЗ). Где  ММЗ = 84,5 руб./мес.

Ст(I)=ММЗ´3=84,5´3=253 руб./мес

Кt.ср – средний тарифный коэффициент по промышленно производственному персоналу, принимается 2,2

Крр.ср. – средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим работы, условия труда, и другие компенсационные выплаты, принимается 1,26

Кср.пр -средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат,

принимаем 2,5

Кр.зп районный коэффициент к заработной плате, принимаем 1,25

ЗПмес.ср=253´2,2´1,26´2,5´1,25= 2195,94 руб/мес.

Годовой фонд оплаты труда на одного человека:

ФОТ.г.чел.=ЗПмес.ср.´12= 2195,94´12=26351,32 руб/год

Затраты на оплату труда учитываемые в себестоимости продукции:

Иот=ФОТ=Чппп´ ФОТ.г.чел.

где Чппп – численность промышленно-производственного персонала, принимается 1500 чел.

Иот= 1500´26351,32= 39526980 руб./год= 39,52698 млн.руб/год

Коэффициент обслуживания:

Коб= Nу/Чппп= 1500/1500=1,0

Отчисления на социальные нужды:

Исн=Нсн/100´Иотмлн.руб

где Нсн – норматив отчислений на социальные нужды – 39%.

Исн=39/100´39,52698= 15,4 млн.руб/год

Амортизация основных фондов.

Стоимость основных фондов:

Сф=0,9´Кст

Где Кст - капиталовложения в строительство станции, 3041,3 млн.руб.

Сф=0,9´3041,3= 2737,17 млн. руб.

Амортизация основных фондов:

Иа=На.рен/100´Сф

где На.рен – средняя норма амортизации на реновацию в целом по станции, 3,4%.

Иа=3,4/100´2737,17= 93,0 млн.руб./год

Прочие затраты

Отчисления в ремонтный фонд

Ремонтный фонд служит для финансирования всех видов ремонтов.

Фрем=Нср.рф./100´Сф

где Нср.рф. средний норматив отчислений времонтный фонд в целом по электростанции4,6%.

Фрем=4,6/100´2737,17= 126 млн. руб./год

Обязательные страховые платежи:

Обязательное страхование имущества.

Иси=Нси/100´Кст

Где Нси – норматив обязательного страхования 0,15%

Иси=0,15/100´3041,3= 4,5 млн.руб.

Прочие отчисления:

И пр.отч.=Нпр.отч./100´Кст млн.руб./год

где Нпр.отч – норматив прочих отчислений 0,55%

Ипр.отч=0,55/100´3041,3= 16,7 млн.руб./год

Прочие затраты (всего)

Ипр=Фрем+Иси+Ипр.отч=126+4,6+16,7= 147,2 млн.руб./год

Годовые издержки производства электроэнергии на ГРЭС:

И=Имз+Иот+Исн+Иа+Ипр= 1387,1 млн.руб./год

Себестоимость единицы продукции отпущенной с шин электростанции:

Sо.э.=И/Wо руб./кВт´ч

где И – издержки производства, руб.

Wо – отпуск электроэнергии кВт´ч

Sо.э= 1387100000/9799200000=0,14 руб./кВт´ч

Сводная таблица технико-экономических показателей.

таблица 20.1

Наименование показателя	условное обозначение	единица измерения	величина
Тип и количество устанавливаемого оборудования.		К-500-240 П-57	3 3
Вид топлива	Экибастузский каменный уголь
Установленная мощность станции	N	МВт	1500
Годовое число часов использования установленной мощности	hу	ч	6800
Максимальная электрическая нагрузка			1410
Расход электрической энергии на собственные нужды	Wсн	тыс. МВт´ч	400,8
удельный расход условного топлива	bу	г.	333
удельные капиталовложения		тыс. руб /кВт	2,02
удельная численность эксплуатационного персонала	Чэкс
удельная численность промышленно производственного персонала	Чппп	чел/МВт	1,0
себестоимость единицы электрической энергии	руб/кВт´ч	Sэ.отп	0,14
Цена условного топлива	руб/т	Цу.т	317

20.2 Таблица-структура себестоимости электрической энергии на ГРЭС

Наименование статей затрат	Годовые издержки производства Иi млн.руб/год	структура затрат %	себестоимость электроэнергии Sо.э руб/квт´ч
материальные затраты, в т.ч топливо на технологические цели.	1092	78,725	0,111
затраты на оплату труда	39,52	2,85	0,004
отчисления на социальные нужды	15,4	1,11	0,0015
амортизация основных фондов	93	6,7	0,0094
прочие затраты	147,2	10,61	0,015
итого	1387,1	100	0,14

22. Список литературы:

1 – л1 Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции М. «Энергия» 1976

2 – л2 Паровая турбина К-500-240 ХТГЗ М.: «Энергоатомиздат» 1984.

3 – л3 Ковалев А.П.ПарогенераторыМ.; «Энергоатомиздат» 1985

4 – л5 Аэродинамический расчет котельных установок Л., «Энергия» 1977

5 – Гаврилов Е.И. Топливно-транспортное хозяйство и золошлакоудаление на ТЭС М.; «Энергоатомиздат» 1987

6 – л6 Белан Ф.И. Водоподготовка М., «Энергия» 1979

7. – л7; Тепловые и атомные электрические станции М; «Энергоатомиздат», 1989

8 –л8Рудаков А. Ремонт тепловых двигателей.

9. – л9 Насосное оборудование ТЭС;

10 л.10Эстеркин. Р.И. Расчет котельных установок.

11.л.11  Жабо.   Охрана окружающей среды на ТЭС.

12.   л. 12.  Методические указания.  Экономический расчет, в курсовом и дипломном проектировании. Иваново 1996 год.

13   Ривкин. А. Теплофизические свойства воды и водяного пара.