Проектирование ГРЭС (150650)

Посмотреть архив целиком

Содержание


Введение

1 Экономическая часть

1.1 Актуальность темы дипломного проекта

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой ГРЭС

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

1.4 Расчёт срока окупаемости станции

2 Основная часть

2.1 Исходные данные

2.2 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчёту

2.3 Определение давления в нерегулируемых отборах пара на сетевые подогреватели

2.4 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме

2.5 Определение параметров по элементам схемы

2.6 Расчет установки по подогреву сетевой воды

2.7 Определение предварительного расхода пара на турбину

2.8 Баланс пара и воды

2.9 Расчет регенеративной схемы

2.10 Составление теплового и материального баланса

2.11 Расчет технико-экономических показателей

2.12 Выбор основного оборудования ГРЭС

2.13 Выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС

2.14 Описание модернизированной турбины К – 800 – 240

2.15 Выбор оптимальных параметров радиально-осевой ступени

2.16 Детальный расчет двухпоточной радиально-осевой ступени ЦНД

2.17 Детальный расчет первой осевой ступени ЦНД

2.18 Детальный расчет второй и третьей (с двойным выхлопом в конденсатор) осевых ступеней ЦНД

2.19 Расчет сетевых подогревателей

2.20 Узел учета отпускаемой тепловой энергии

3 Выбор площадки и генерального плана станции

4 Охрана окружающей среды

4.1 Расчет выбросов вредных веществ

4.2 Выбор количества дымовых труб и её расчет

5 Безопасность проектируемого объекта

    1. Общая характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности и безвредных условий труда

5.2 Объемно – планировочное решение задания проектируемого цеха

5.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей

технологического процесса

5.4 Производственная санитария

5.5 Предотвращение аварийных ситуаций

5.6 Расчет зануления электрооборудования

Заключение

Список использованных источников

Приложение А




Введение


Теплоэнергетика и электроэнергетика играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хозяйства. В настоящее время большинство энергетических предприятий России выработали свой ресурс полностью или более чем на 50%.

Поэтому необходимо проектировать и строить новые мощные электростанции, оснащенные современным оборудованием, средствами измерения и автоматического управления теплоэнергетическим процессом.

Регион строительства ГРЭС – Западная Сибирь, Кемеровская область, играет важнейшую роль в экономическом развитии России. Западная Сибирь имеет все предпосылки к тому, чтобы стать крупнейшим промышленным регионом России. Она богата полезными ископаемыми и минералами, имеет огромную топливную базу. В состав этого региона входят крупные промышленные центры, требующие огромных энергетических мощностей.

В настоящее время промышленность выходит из кризиса и все больше нуждается в тепловой и электрической энергии. Строятся новые жилые массивы и производственные комплексы, что предопределяет ввод в эксплуатацию все новых и более мощных электростанций.

Актуальным является вопрос о повышении КПД турбоагрегатов и электростанции в целом. В дипломном проекте поставлена задача спроектировать ГРЭС мощностью 4000 МВт на базе мощных конденсационных блоков К-800-240 с радиально-осевыми ступенями, которые имеют более высокий КПД, по сравнению с осевыми ступенями.

В данном дипломном проекте предлагается модернизировать ЦНД штатной турбины заменой рассекателя и первых двух по ходу пара осевых ступеней в каждом потоке двухпоточной радиально-осевой ступенью меандрообразного типа, а также установкой в качестве последней ступени – ступени с двойным выхлопом в конденсатор. Такая конструкция ЦНД турбины позволяет сократить число ЦНД до одного, уменьшить габариты турбины, вследствие чего уменьшается металлоемкость, сделать её компактней, повысить КПД турбоустановки. Все это обуславливает актуальность темы проекта.




1 Экономическая часть


1.1 Актуальность темы дипломного проекта


Актуальность темы дипломного проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период до 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во всех отраслях народного хозяйства.

Для обеспечения прогнозируемых уровней электро- и теплопотребления при оптимистическом варианте развития необходимо создание генерирующих мощностей на электрических станциях России (с учётом замены и модернизации) в 2005–2020 гг. не менее 177 млн. кВт, в том числе на гидро- и гидроаккумулирующих электростанциях 11,2 млн. кВт, на атомных 23 млн. кВт и на тепловых 143 млн. кВт (из них с парогазовыми и газотурбинными установками 37 млн. кВт). При умеренном варианте развития планируется ввод в действие генерирующих мощностей 121 млн. кВт, в том числе на тепловых электрических станциях (ТЭС) 97 млн. кВт.

Таким образом, согласно энергетической стратегии ввод новых мощностей не изменит структуру установленной мощности электрических станций, в которой наибольший удельный вес занимают ТЭС.

Проект строительства ТЭС в целом отвечает основным приоритетным направлениям развития электроэнергетики.


1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой ГРЭС


1.2.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции мощностью 4000 МВт. В качестве основного оборудования используются: турбины К-800-240 и котельные агрегаты производительностью 1650 тонн пара в час, работающие на твёрдом топливе.

Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупнённые статьи калькуляции, млн. руб./год:


, (1.1)


где UТ – затраты на топливо;

UЗП – расходы на оплату труда;

UА – амортизация основных производственных фондов;

UТР – расходы на ремонт основных фондов;

UПР – прочие расходы.


1.2.2 Расчёт затрат на топливо

Число часов фактической работы турбоагрегата, час/год:


, (1.2)


где ТРЕМ – время простоя в ремонте, ч,



Выработка электроэнергии на ГРЭС, МВт ч:


, (1.3)


где NУСТ – установленная мощность станции, МВт;

ТУСТ – число часов использования установленной мощности, ч.



Средняя нагрузка электростанции, МВт:


, (1.4)


где ТР – число часов фактической работы, ч.



Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:


, (1.5)


где nБЛ – число блоков.


Годовой расход топлива блоками ГРЭС на выработку электрической нагрузки в установленном режиме, т у.т./год:


, (1.6)


где bXX – удельный расход условного топлива на холостой ход агрегата, т у.т./МВт ч;

b1 и b2 – относительный прирост расхода топлива соответственно до точки экономической мощности и в зоне перегрузки, т у.т./МВт ч.;

РЭК и РН – экономическая и номинальная мощности, МВт.



Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год:


, (1.7)


где В П 6-10 ч и В П Х.С. – пусковые потери соответственно при останове на 6 – 10 часов, и при пуске из холодного состояния, т у.т.;

n П 6-10 ч и n П Х.С. число пусков и остановов соответственно на 6 – 10 часов, и из холодного состояния.



Расход топлива на ГРЭС, т у.т./год:


, (1.8)



Затраты на топливо, млн. руб./год:


, (1.9)


где Ц – цена топлива, руб./т у.т.



1.2.3 Расходы на оплату труда

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:


, (1.10)


где nУ – штатный коэффициент;

ФЗП – средняя зарплата одного работника за год;



1.2.4 Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:


, (1.11)


где HA – средняя норма амортизации станции в целом;

К – капитальные вложения в ГРЭС, млн. руб./год:


, (1.12)


где К/ и КБЛ – капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб.;

di – коэффициент, учитывающий район размещения;

кУД – коэффициент удорожания в ценах текущего года.



1.2.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:


, (1.13)


где НТР – норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ГРЭС.



1.2.6 Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

общецеховые и общестанционные расходы;

расходы по охране труда и техники безопасности;

налоги и сборы;

плата за землю

Их величина принимается 20-30% от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом единого социального налога, млн. руб./год:


, (1.14)


где ЕСН – единый социальный налог, рассчитываемый по ставке 26% от расходов на оплату труда.



Эксплуатационные расходы составят, млн. руб./год:



Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:


, (1.15)


Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает не более 40% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.


Случайные файлы

Файл
16979.rtf
7429-1.rtf
177557.rtf
СНиП 4.09-91.doc
4617.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.