Реферат: ГРЭС 1500 Мвт

Министерство топлива иэнергетики Российской федерации

Управление учебных заведенийТОМЬ-УСИНСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙТЕХНИКУМ

КУРСОАЯ РАБОТА

поспециальности______1005_____________

______________________________________

Тема_________ГРЭС-1500МВт__________

____________________________________________________________________________

Разработал________________

Руководитель к.т.ндоцент Крохин Г.Д___________

Консультанты:к.т.ндоцент Крохин Г.Д._________

к.т.н доцент Пучков В.С.__________

Нестеренко Г.В__________________

Консультант-контролерЛяшенко Т.М.___________

Шифр З-1390

2000

Содержание пояснительной записки

1.Введение

2. Составление расчетнойтепловой схемы электростанции. Краткая характеристика турбины.

3. Расчет тепловой схемы наноминальном режиме

4. Определение показателейэкономичности электростанции при номинальном режиме для ГРЭС.

5. Определение максимальногочасового расхода условного топлива.

6. Выбор типа, единичноймощности и количества устанавливаемых котлов.

7.Выбор схемы топливногохозяйства ГРЭС на основном топливе.

8. выбор схемы оборудованияГРЭС.

8.1 Регенеративныхподогревателей.

8.2 Деаэраторов.

8.3 Питательных насосов.

9. Выбор схемы главныхпаропроводов. Определение типоразмеров паропроводов.

10. Выбор схемы главныхтрубопроводов. Определение диаметров трубопроводов.

11. Определение потребностиГРЭС в технической воде, выбор циркуляционных насосов.

12. Выбор оборудованияконденсационной установки.

13. Выбор тягодутьевыхустановок и дымовой трубы.

14. Выбор системызолоудаления и золоулавливания.

15. Выбор схемыводоподготовки.

16. Перечень средствавтоматизации технологической защиты турбины.

17. Описание компоновкиосновного оборудования главного здания электростанции.

18.Мероприятия по охранетруда и пожарной профилактике .

19.Мероприятия по охранеокружающей среды.

20. Экономическая частьпроекта:

21.Список используемойлитературы.

1. Введение. Краткая характеристикаГРЭС.

Дипломный проект выполнен потеме «Проект тепловой части ГРЭС с подробной разработкой турбинного отделениякотлотурбинного цеха.

Разрабатываемаястанция установленной мощностью 1500 МВт, расположена в городе Красноярске .

Источникводоснабжения прямоточная система с питанием из реки Енисей.

Потребителеммощности является единая электрическая сеть России.

Настанции установлено три энергоблока с турбинами К-500-240.

Установленноегодовое число часов использования установленной мощности 6800 часов.

Вид топлива – Экибастузскийкаменный уголь марки СС.

2. Составление расчетной тепловой схемыэлектростанции.

Турбина К-500-240-2

Одновальная паровая конденсационная турбинаК-500-240-2 номинальной мощностью 500 МВт состоит из однопоточных цилиндров высокого и среднего давления и двух двухпоточныхцилиндров низкого давления (рис. 1,1). Турбина предназначена для />
непосредственного приводагенератора переменного тока, который монтируется на общем фундаменте стурбиной. Параметры пара, поступающего на турбину: р=23,5 МПа (240кгс/см²),

=540°С, после промперегрева: р=3,81МПа (38,8 кгс/см²), =540°С, давление в конденсаторах 3,9 кПа. Частота вращения роторов 50с-², направление вращения – по часовой стрелке, если смотреть со стороныпереднего подшипника турбины в сторону генератора.

Турбоустановка К-500-240-2 снабжена развитой системой регенеративногоподогрева питательной воды и всережимными питательными насосами сконденсационными турбинными приводами. Кроме отборов на регенерацию,обеспечивается отпуск пара на теплофикационную установку, состоящую из двух подогревателей сетевой воды, на подогрев воздуха, подаваемого в котел, а такжена подогрев добавка в цикл химически обессоленной воды, подаваемой в конденсаторы.

Краткая характеристика тепловой схемы

Тепловая схема ГРЭСустанавливает взаимосвязь основных агрегатов и аппаратов электростанции, припомощи которых осуществляются выработка электрической энергии.

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

Парогенератор вырабатываетперегретый пар дня турбины, который поступает в турбину сначала в частьвысокого давления; отработав в ЦВД, пар подается промперегревательпарогенератора, после чего подается в часть среднего давления ЦСД. Паротработавший в ЦСД по двум парам ресиверов направляется в цилиндры низкогодавления. Далее пар выходит на подогрев питательной воды в регенеративныеподогреватели Из ЧСД и ЧНД пар поступает на девять нерегулируемых отборов(регенеративные подогреватели) низкого давления, ПВД и в деаэратор. Конденсатиз подогревателей обычно большей частью сливается в предыдущий подогреватель сболее низкой температурой, низким давлением (каскадный слив).

Поступающая в парогенератор водане должна содержать газов (О2 и СО2), могущих вызвать коррозию. Газы из водыудаляются как правило в термических деаэраторах, обогреваемых паром. Для этойцели в схеме установлены деаэратора с деаэрационными колонками ДСП-800,, онивключены параллельно, и осуществляют нагрев конденсата до 164,2°С при давлении 0,7 МПа,установлены на высоте 28 м для подпора питательного насоса. Деаэратор являетсяодновременно ступенью нерегулируемого подогрева питательной воды. Из деаэраторапитательная вода подается питательными насосами в. регенеративные подогревателирасположенные после питательного насоса, которые называются подогревателями высокого давления.

Конденсат турбины, подаваемыйнасосами через ПНД в охладитель эжектора, отсасывает воздух из конденсата (которомутребуется вода как можно низкой температуры), а затем в охладитель выпоров изуплотнений турбины. Суммарный подогрев конденсата в этих подогревателях бываетдо 70°С.

Для резервирования отборовтурбины или для получения пара других параметров, а также для осуществленияоперативного пуска и остановки турбины и котла, установленыредукционно-охладительные установки РОУ, в которых достигается необходимоеснижение давления и температуры пара.

3.Расчет тепловой схемы при нормальном режиме.

Исходные данные:

Прототип: турбина К-500-240-2

Начальныепараметры пара и питательной воды: Р0 = 24 мПа, t0=555ºC, tпит. в 265ºС.

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

Конечноедавление Р2=Рк= 0,0035 мПа.

Удельныйобъем конденсата после конденсатора Vк=39,48 .

Температураконденсата на выходе из конденсатора tк = 26,692ºC.

КПД цилиндра высокого давления hoi цвд=0,93

КПД цилиндра низкого и среднего давления hoi цсд и цнд = 0,95

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

Проточнаячасть по отборам

№ 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

1.1 Построение ориентировочногорабочего процесса турбины.

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

Порядокпостроения ориентировочного рабочего процесса в турбине, следующий:

1) По заданному давлению Р0 итемпературе 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, определятсязначение энтальпии для каждой из этих точек.

ho=3365, h2t=1865, hпп=3580,

Определяем тепловой перепад проточной части турбины.

Н0ад= h0-h2t=3365-1865=1500кжд/кг

3) Внутренний тепловой перепадтурбины равен:

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

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

Выбираемодновенечную регулирующую ступень.

IIОпределение ориентировочного расхода пара.

1) Расход пара на турбину попредварительно 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

гдеhoi –относительный внутренний КПД турбоустановки

равный hoi=hцвд´hцсд+цнд 0,88

Расчет подогревателей.

1) Выбираем схему подогрева водыс включением смешивающего подогревателя – деаэратора, и схему перекачки дренажаподогревателей. Распределим регенеративный подогрев с использованием пара изотборов 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 водыподогревателем t п.в. =265ºС ;

2) В каждом подогревателенизкого давления (пнд) вода должна подогреваться на 20-30ºС, в деаэраторена 15-30ºС, в подогревателе высокого давления (пвд) на 30-40ºС.Равномерно распределим подогрев конденсата между пнд1 и деаэратором, принявподогрев 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 впвд.

tпвд= tп.в.-tд/n = 265-164.2/3=33,6ºС

Где n — числоподогревателей 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 температурынасыщения пара в отборах, как сумму температуры за подогревателем и величинынедогрева. (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 насыщенияиз таблиц «Теплофизические свойства воды и водяного пара» уточним давление вотборах.

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 долюрасхода 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 диаграммепо известным данным отложим параметры отборов.

h01=3010-2975=35 кДж/кг

h02=2930-2875=55кДж/кг

h03=3360-3340=20кДж/кг

h04=3240-3218=22кДж/кг

h05=3040-3015=25кДж/кг

h06=2910-2875=35кДж/кг

h07=2790-2750=40кДж/кг

h08=2675-2620=65кДж/кг

h09=2430-2375=55кДж/кг

(Этот раздел (3) советую проверять)

Определение размеров регулирующей ступени.

Диаметр регулирующей ступени определяется величинойтеплового перепада, и отношением U/C1

1)Тепловойперепад на регулирующую ступень выбирается для конденсационной турбины большоймощности 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 навыходе из сопел.

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

Где ~ =0,94 – скоростнойкоэффициент сопел

4) Принимаем отношение скоростейнаивыгоднейшее для данной ступени.

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 тепловыхперепадов.

Для активной ступени, примемтепоперепад ступени равным h0 =

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

Степень реакции примем r = 0,2

1) Определяем скорость пара на выходеиз сопел.

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

Где ф = 0,95 — скоростнойкоэффициент сопел;

2) Задаем отношение скоростейдля 1 не регулируемой активной ступени.

U/Сф= 0,45

3) Определяем окружную скорость1 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.

Гдеи =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 вконце изоэнторпийного расширения в соплах, определяется из hsдиаграммы. И равен 0,028 м'/кг

С1t – Теоретическая скоростьистечения пара из сопловой решетки.

С1t=44,724Öh0.1=346 м/с

е – степень парциальности,принимается равным единице.

a1э – эффективныйугол выхода потока из сопловой части. Принимаем 12°.

m — коэффициентрасхода сопловой решетки 0,97

L1=50 мм

Высота рабочей решетки первойне регулируемой ступени.

L2=L1+D1+D2 мм. Значения D1 – внутренней, D2 – внешней перекыш принимаемиз таблиц. D1=1мм, D2=2,5 мм

L2=53,5 мм.

Построим треугольники скоростейдля 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 выходноготреугольника, найдем выходной угол

рабочих лопаток

b2=b1-(2°¸4°), b2=20°

Располагаемый теплоперепад нарабочих лопатках:

h02=r´h0=0,2´60=12 кДж/кг

Найдем энергию торможения параперед рабочими лопатками:

hw1=hw1²/2000=180²/2000=16,2кДж/кг

Найдем полное теплопадение нарабочих лопатках:

h02*=h02+hw1=12+16,2=28,2 кДж/кг

Относительная скорость на выходеиз рабочих лопаток.

W2= 44,72´y´Öh02=223 м/с

где y=0,94

из полученных данных строимвыходной треугольник./>

По треугольнику находим угол a2=50°;

абсолютную скорость пара заступенью

С2=100м/с.

Полученные данные заносим втаблицу 1.

Ориентировочный расчет последней ступени.

Определяем диаметр последнейступени, высоту сопловой и рабочей лопаток, и теплового перепада.

1) Диаметр последней ступени

dz=ÖDz´V2z´l/p´C2z´sina

где Dz – расход парачерез ЧНД, равен 211 кг/с

V2t – удельный объем пара за рабочей решеткой последнейступени,

равен 39 м³/кг

С2z – абсолютнаяскорость пара за последней ступенью.

принимаем 240 м/с

l — отношение диаметра к длине рабочей лопатки.

l=dz/L2z l=2,43;

a2z – угол потока абсолютной скорости; принимаем 90°

Подставив приведенныезначения, получим:

dz=5,7 м, так какв 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 – числооборотов турбины, n=3000

Угол выхода b2 находим по формуле:

b2=arcsin´C2z´sina1z =36°

/> W2z

где a1z=33°

W2z находим по треугольнику скоростей W2z=440м/с

масштаб: в 1мм 5м/с

3) Определим длину рабочейлопатки.

L2z=dz/l=2,39/2,43=0,983 м.

4) Определяем скорость парана выходе из сопел.

С1=Uz´(U/Сф) = 375,32´0,7 =263 м/с.

Где (U/Сф) – нивыгоднейшеесоотношение скоростей для последней ступени. Для реактивных ступеней принимаем0,7.

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

6) Определяем теплоперепад всоплах последней ступени.

h0с=1/2000[(C1/j)²-mс´С2пр²] кДж/кг

Гдеj=0,95

mс для реактивнойступени равна единице.

C2пр=0,75´С2z = 240´0,75 = 180 м/с

Подставив имеющиеся данныеполучим:

h0с=22,1 кДж/кг

7) Определяем теплоперепадсрабатываемый на рабочих лопатках.

h0л=1/2000[(W2/y)²-W1]

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

W1 находим по треугольникускоростей, W1= 210 м/с.

Подставив имеющиеся данные получим:

h0л =85,2 кДж/кг

8) Определяем теплоперепадпоследней 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 приноминальном режиме.

4.1 Определение удельногорасхода пара.

Мерой техническогосовершенства конденсационного турбоагрегата в первом приближении может служитьудельный расход пара d0

d0= D0 = 1500000 =3кг/кВт *ч

/>/> Wэ 500000

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

4.2 КПД ГРЭС.

Общий КПД энергоблока составляется из четырех КПД.

hс=hпг*hтр*hту*hсн

hср КПД собственных нужд 0,95

где hпг – КПД парогенератора, hпг=0,9175

hтр – КПД транспорта тепла, hтр= 0,985

/>hту – КПД турбоустановки равен: hту= 3600

qту

где qту – удельныйрасход тепла на турбоустановку

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

Wэ 500000

где Qту расход теплана 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 будетравен:

hс=0,92*0,985*0,43*0,96= 0,37

Так как на проектируемой ГРЭСустанавливается три одинаковых энергоблока, то общий КПД ГРЭС будет равен КПДблока.

4.3 Определение удельногорасхода условного топлива.

удельный расход условноготоплива (нетто) определяется по формуле:

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

/>/> hс 0,37

5. Определениемаксимального часового расхода условного топлива.

Максимальный часовой расход условноготоплива будем считать по формуле.

/>Вmax= n´Qка.max ´4,19/10³

hка´Qраб.усл.

Где n – числокотлов;

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 натуральноготоплива будем считать по формуле

/>Вmax= n´Qка.max ´4,19/10³

hка´Qраб.нат.

Где n – числокотлов;

Qка max — максимальный расход тепла на парогенератор;

Qраб. усл –низшая теплота сгорания натурального топлива (экибастузский каменный угольмарки 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 количествоустанавливаемых котлов. Краткая характеристика котла.

6.1 По данным задания, ихарактеристике устанавливаемой турбины, выбор котла произведем по рекомендации(л2; стр5). Выбираем прямоточный однокорпусный котел СКД типа П-57, котороыйпредназначен для сжигания углей Экибастузского месторождения. На проектируемойГРЭС установим три котла данного типа, по одному на каждый энергоблок.

6.2 Расчет тепловой нагрузкипарогенератора.

Qка=D0(h0-hп.в.)+Dпп(hпп``-hпп`).

где D0 — производительность парогенератора в кг/ч.

Dпп – расход вторичного пара.

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

6.2 Расход топливаподаваемого в топку.

Вр= Qка = 296726, кг/ч, или 296,7 т/ч

/> Qр´hка´4,19

где Qр – низшаятеплота сгорания топлива 4000 ккал

(Экибастузский каменный угольмарки СС)

hка – КПДпарогенератора.

Суточное потребление одного котла:

Всут= 296,7´24= 7121,5 т.

Суточное потребление топливаэлектростанцией на три энергоблока:

Вст. сут= 7121,5´3= 21364,3 т.

Месячное потребление:

Вмес.= 21364,3´30= 640929 т.

6.3 Котел П-57 энергоблока500 МВт

Однокорпусный прямоточныйпаровой котел (моноблок) для сжигания экибастузских каменных углей,отличающимися многозольностью, абразивностью и тугоплавкостью золы, получилмаркировку П-57

(Пп-1650-255). В связи сособыми свойствами золы компоновка агрегата выполнена ЗиО по Т -образной схемес твердым шлакоудалением. Паропроизводительность котла 460 кг/с (1650 т/ч)давление пара 24,5 МПа, температура 545°С, расход вторичногопара 375 кг/с, температура промперегрева -545°С,температура" питательной воды 270°С, КПД- 91,75 %.

Рабочая среда в котледвижется двумя подъемными потоками. Зона максимальной теплоемкости вынесена вконвективный 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 топкиобразуют фестон. Змеевики конвективных поверхностей перпендикулярны фронту,длиной в половину глубины конвективной шахты, поэтому все камеры трубных пакетоврасположены на фронте и задней стене; пакеты опираются через стойки на пять балок. Все поверхности нагрева размещены симметрично относительно вертикальной оси котла, что облегчает регулирование параметров по потокам воздействиемподачи вода — топливо: На растопочных режимах включают — рециркуляционныенасосы ограниченной производительности.

Промперегреватель размещен походу газов после конвективного перегревателя высокого давления (КПВД) в зонеумеренных температур газов Тракт промперегревателя выполнен в четыре потока,которые направляются последовательно в паро-паровой теплообменник 1,конвективные поверхности первой 5 и второй 4 ступеней. Регулирование промперегрева осуществляется изменением пропуска вторичного пара через ППТО.

На котле установлено восемьуглеразмольных мельниц, одна из них резервная, система пылеприготовления спрямым вдуванием. 24 горелки установлены в два яруса на боковых стенах топки.Очистка стен топки осуществляется аппаратами ОПР-5, а устройства по очисткеконвективных поверхностей отсутствуют в расчете на самоочистку за счет наличияв зоне экибастузских каменных углей песка.

В конструкции котлавоплощены прогрессивные идеи, в том числе: крупноблочное изготовлениеповерхностей нагрева (коэффициент блочности 78 %, число блоков - 3150 шт.),возможность выполнения. Механизированного ремонта, автоматизация процессоврегулирования в широком диапазоне нагрузок др. Головные агрегаты показаливысокую надежность и экономичность в работе, что позволило котлу П-57 присвоитьЗнак качества. В связи с повышением поставочной зольности экибастузского угляЗиО провел дальнейшую модернизацию агрегата с изменением наименования П-57-3. (л3; стр…..)

6.4 Выбор системы пылеприготовления для котла П-57

Выбираем индивидуальнуюсистему пылеприготовления с прямым вдуванием – с непосредственной подачейпыли в топку без промежуточного бункера пыли.

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

Выбираем восемь молотковыхмельниц типа ММТ –2000/2590/750, производительностью 44 т/ч, одна их которыхрезервная.

рис. 6.2 индивидуальная система пылеприготовления спрямым 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 – клапанмигалка; 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 основномтопливе.

Основным топливомпроектируемой ГРЭС является экибастузский

каменный уголь, марки СС.

СХЕМА ТОПЛИВНОГО ХОЗЯЙСТВАЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Топливно-транспортноехозяйство современных тепловых электростанций представляет собой комплекссооружений, машин и механизмов, предназначенных для:

1) приемапоступающих и отправки разгруженных железнодорожных маршрутов;

2) размораживаниятоплива в полувагонах перед разгрузкой, если поступает смерзшееся топливо;

3) разгрузкипоступивших железнодорожных маршрутов;

4) внутристанционноготранспорта топлива к бункерам парогенераторов или на склад;

5) хранения ивыдачи топлива со склада;

6) дроблениятоплива до установленного нормами размера кусков;

7) распределениятоплива по бункерам парогенераторов.

Крометого, в тракте топливоподачи устанавливают механизмы для улавливания и удаления металлических и древесных предметов из потока топлива с цельюпредохранения технологического оборудования от поломок, пробоотборные ипроборазделочные установки, а также контрольно-измерительные приборы, измеряющие количество поступающего топлива.

Подъездные пути.

Уголь на ГРЭС поставляетсяжелезнодорожным транспортом.

Подъездные путиэксплуатируются по договору с предприятием Министерства путей сообщения, (ЕТП)заключаемому на основании «Единого технологического процесса работы подъездныхпутей и станций примыкания».Норма простоя вагонов с углем под разгрузкой определяется 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 суглем; сбор порожняка иего возврат на станцию примыкания.

Топливо доставляется в четырехосных полувагонах грузоподъемностью 63 тонны.

7. 1 Размораживающие устройства.

Восстановление сыпучести смерзшегося в полувагонах топливаосуществляют разогревом его в размораживающих устройствах. Для проектируемойГРЭС наиболее эффективным является пленочное оттаивание топлива от стенокполувагонов в размораживающем устройстве, с последующей разгрузкой ихвагоноопрокидывателем.

рис 7.2

На рисунке показано размораживающее устройствокомбинированного типа. Стенки полувагонов нагреваются от трубчатых излучателейобогреваемых паром и имеющих температуру поверхности 150 — 200°С. Кроме трубчатых излучателей вразмораживающем устройстве установлены вентиляторы для циркуляции горячеговоздуха.

Расчет вместимости размораживающего устройства.

/>Вместимостьопределяется по формуле: n= B(tр+tм)

где tр=1,5 ч и tм=0,5ч; В – Часовой q

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

/>n= 877´(1,5+0,5) =28 вагонов.

Разгрузочныеустройства с вагоноопокидывателям.

Этот тип разгрузочногоустройства применяют при поступлении на электростанции низкокачественноготоплива с повышенной влажностью, низкой сыпучестью, склонного к смерзанию принизкой температуре.

Применятьвагоноопрокидыватели экономически целесообразно на тепловых электростанциях срасходом топлива свыше 150 т/ч. Разгрузочные устройства свагопоопрокидывателями позволяют снизить количество эксплуатационногоперсонала, занятого на разгрузке, уменьшить длительность простояжелезнодорожных полувагонов на территории ТЭС, разгружать большое количествотоплива в минимально короткие сроки.

На электростанциях срасходом топлива, от 400 до 1250 т/ч, как правило, устанавливают двавагоноопрокидывателя.

На проектируемой ГРЭСустановим два роторных вагоноопрокидывателя, которые разгружают полувагоныповоротом их вокруг продольной оси на 175°. (рис )

Роторныевагоноопрокидыватели требуют значительного заглубления подбункерного помещения.

рис 7.3

МЕХАНИЗМЫ ВНУТРИСТАНЦИОННОГОТРАНСПОРТА

Транспорт твердого топлива от разгрузочных устройствдо бункеров сырого топлива в главном корпусе, на склад и со складаосуществляется ленточными конвейерами. Ленточные конвейеры могут быть следующихтипов: стационарные и передвижные с движением ленты в одном направлении и сдвижением ленты попеременно в одном из двух направлений (реверсивные).

Ленточные конвейеры имеют высокую производительность,являются надежным и экономичным механизмом непрерывного действия, ремонт иобслуживание которого сравнительно просты. Конвейеры применяют горизонтальные,наклонные, горизонтально-наклонные. Угол наклона конвейеров с гладкой лентойпринимается не более 18° для всех видов твердого топлива. В местах загрузки конвейера крупнокусковым топливом угол наклона конвейера ограничивается 12 –15° для предотвращения скатывания крупных кусков.

Через пересыпные короба топливо загружается на верхнюю рабочую ветвьленты и транспортируется к месту разгрузки, которая происходит через концевыебарабаны или осуществляется специальными разгрузочными устройствами внеобходимых местах.

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

рис 7.4

Для обеспечения надежности наэлектростанциях всегда устанавливают два параллельных конвейера. Конвейерыустанавливаются в закрытых отапливаемых помещениях, включая галереи и эстакады.Высота галерей (эстакад) в свету не ниже 2,2 м, ширина исходя из обеспеченияпрохода между конвейерами не менее 1000 мм и боковых проходов 700 мм. Черезкаждые 75 — 100 м предусматриваются переходные мостики через конвейеры.

Дробильные устройства.

До поступления в мельницы парогенераторов топливоизмельчается в молотковых дробилках до размеров кусков не более 15 мм, а привысокой 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 складывыполняются открытыми. Склад, организуемый для планового и долговременногохранения топлива в целях обеспечения электростанции топливом при длительных задержкахв его доставке, называется резервным складом или резервной частью склада.Склад, организуемый для систематического выравнивания расхождения в количествеприбывающего на электростанцию топлива и подаваемого в данный момент в бункеракотельной, называется расходным.

Резервные и расходные склады угля располагаются натерритории электростанции поблизости от главного корпуса и могут совмещатьсяна одной площадке. В этом случае из-за нечеткой границы между нимизначительная часть резервного склада переходит в разряд расходного. На такихсовмещенных складах хранить топливо необходимо в соответствии с нормами,установленными для резервных складов.

Вместимость складов угля и сланцев принимается, какправило, равной 30-суточному расходу топлива. Если электростанцияпроектируется с учетом расширения, то должна предусматриваться и возможностьрасширения склада.

Для определения емкости топливного складарассчитаем месячный расход топлива при максимальной нагрузке.

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

Для проектируемой ГРЭС выбираем кольцевой склад споворотным штабелеукладчиком и роторным перегружателем.

На рисунке показана компоновка такогосклада емкостью 650000 т. угля.

Из разгрузочного устройстваленточными конвейерами уголь подается к штабелеукладчику. Поворотнымштабелеукладчиком, на стреле которого установлены два конвейера: стационарныйи передвижной реверсивный – топливо подается на склад. Склад в этом случаеимеет форму кольца трапецеидального профиля. Со склада топливо выдаетсяповоротным роторным перегружателем, мост которого вращается относительно той жевертикальной оси центральной колонны, что и штабелеукладчик.

Центральная вертикальная колоннаи бетонное кольцо., ограничивающее внутренний диаметр штабеля, являютсяопорами, по которым происходит передвижение штабелеукладчика и роторногоперегружателя.

Описанная механизация угольного склада позволяетполностью или частично автоматизировать складские операции с производительностьюдо 1800 – 2000 т/ч.

8. Выбор оборудования схемы ГРЭС

8.1РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ

Регенеративнаяустановка, предназначенная для подогрева поступающей в котел питательной водыпаром из нерегулируемых отборов турбины, состоит из части низкого давления(от конденсатора до деаэратора) и части высокого давления (от деаэраторадо котла). Основными элементами регенеративной установки в части низкогодавления являются пять поверхностных подогревателей ПНД-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 водыпредназначены три поверхностных подогревателя ПВД-7, ПВД-8 и ПВД-9, находящихся по водяной стороне под напором питательных насосов.

Вся регенеративнаяустановка выполнена однониточной.

Характеристикирегенеративных 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

ПН-800-29-7-III НЖ

ПН-800-29-7-II НЖ

ПН-800-29-7-I НЖ

ПН-900-29-7-II НЖ

ПН-900-29-7-I НЖ

722

1000

705

1015

900

0,49

53,6

94,2

109,9

225

285

2,84

1067

1179

1271

59,78

67,62

79,38

89,2

79,38

пвд7

пвд8

пвд9

III

ПВ-200-380-17

ПВ-200-380-44

ПВ-200-380-61

2150

1,67

4,31

5,98

423

304

345

37,24

1705

1625

1504

404,7

453,7

327,32

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

8.2 Деаэратор.

Выбираем деаэратор производства БКЗ с деаэрационной колонкой ДП-1600 производительностью по питательной воде 1600 т/ч, который осуществляют нагревконденсата до 164,2 °С и удаление из него неконденсирующихся газов. Номинальное давление в деаэраторах 0,69 МПа (7,0 кгс/см²). Деаэратор установлен на отметке 28 м, что обеспечивает необходимый подпор давления навсосе бустерных насосов с запасом от вскипания 13 °С.

Питаниедеаэратора паром осуществляется из следующих источников:

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

из III отбора в диапазоне нагрузок0,5-0,7 минимальной;

изколлектора собственных нужд при нагрузке ниже 0,5 максимальной ( в том числе впериод пуска и после сброса нагрузки.)

8.3 Приводная турбина энергоблока.

Приводная турбинапитательных насосов энергоблока 500 МВт с одновальным турбоагрегатомсоединяется со стороны выхлопной части с зубчатой муфтой с валом питательногонасоса, а со стороны переднего подшипника через одноступенчатый редуктор бустерным насосом.

Турбина питается паром из IVотбора главной турбины,. Энергоблок имеет по два турбонасоса спроизводительностью каждого, равной 50% полной при совместной работе Каждый изтурбонасосов обеспечивает 60% полной нагрузки энергоблока по питательнойводе.(л1; стр 166)

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

таблица8.2

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 машинпаротурбинной электростанции; их рассчитывают на подачу питательной воды примаксимальной мощности ТЭС с запасом не менее 5%.При установке прямоточныхпарогенераторов необходимое давление воды на выходе из насоса рассчитывают поформуле:

-6

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

Где

РпгДавление 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 – средняяплотность питательной воды в напорном тракте,

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

Блоки мощностью 500 мВт оснащаются двумя питательныминасосами ПТН-950-350, производительностью 950 м³/ч, при давлении на напоре34,4 мПа (350 кгс/см³)

каждыйиз которых обеспечивает более 60% нагрузки блока по питательной воде.

9. Выбор схемы главных паропроводов

Свежий пар из котла двумяпаропроводами подводится в паровые коробки двух стопорных клапанов высокогодавления .

Определим тип и размерыпаропровода:

Внутренний диаметрпаропровода 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 полученныйвнутренний диаметр одного паропровода равен 211 мм, то по таблице 2 (л6; стр33), округляя в большую сторону, принимая во внимание то, что условный диаметр dу кратен 25, находим наиболее подходящий типстационарного паропровода:

dу=250,

dн´s = 377´70 мм.

где s – толщина стенки паропровода.

Марка сталидля изготовления паропровода 15Х1М1Ф;

Тракт промежуточногоперегрева выполнен двухниточным. Отвод пара после ЦВД осуществлентрубопроводами d=630´17 марка стали16ГС. Подвод вторично перегретого пара к двум блокам клапанов в корпус ЦСД –трубопроводами d=720´22. маркастали 15Х1М1Ф

10.Выбор схемы питательных трубопроводов. Определение диаметра трубопровода.

Питательный трубопроводсостоит из одной линии.

Определение диаметра трубопровода.

/>dв = 0,595 ÖD U/c, м, где

Определяем диаметрпитательного 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=363мм., при давлении создаваемом питательным насосом Рраб=30 МПа, и температурепитательной воды tп.в.=265°С; округляя вбольшую сторону по таблице 16-7(л1; стр250) определяем наиболее подходящийтип трубопровода dв=400 мм.; Dн´s=530´65 марка стали 15ГС.

Где Dн – диаметрнаружный; s – толщина стенки;

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

Прямоточные системы технического водоснабжения

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

Прямоточноеводоснабжение – технически наиболее совершенная и, как правило, экономичнаясистема водоснабжения, и позволяет получать более глубокий вакуум вконденсаторах турбин по сравнению с другими системами водоснабжения

При прямоточной системе водоснабжения главный корпусэлектростанции размещают вблизи от берега реки. Территория ГРЭС должна бытьнезатопляемой во время максимального уровня воды в реке. При значительныхколебаниях этого уровня в течение года циркуляционные насосы обычно размещаютв береговой насосной станции (рис.11.1). На крупных ТЭС применяют осевыенасосы поворотно-лопастного типа с вертикальным валом. Они работают с подпоромводы в 2 – 5 м, и их колеса размещаются ниже уровня воды (рис.11.2). Подачанасосов может изменяться на работающем агрегате специальным устройствомдистанционного поворота лопастей рабочего колеса (например, от – 7 до +4угловых градусов). Перед поступлением в насосы вода освобождается от крупныхплавающих или взвешенных предметов и механических решетках, очищаемыхспециальными решеткоочистными машинами. После «грубой» очистки вода проходитчерез тонкие вращающиеся сетки, представляющие собой вертикальную бесконечнуюленту, огибающую барабаны сверху и снизу. Сетки снабжены промывным струйнымустройством, автоматически включающимся при их загрязнении.

Расход техническойводы на охлаждение конденсатора и прочих потребителей технической воды.

Таблица 11.1

назначение расходуемой 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

продолжениетаблицы 11.1

назначение расходуемой воды

расход воды

м³/ч

гидротранспорт золы и шлака 0,2 102,96 итого 105,2 54156,96

Выборциркуляционного насоса:

Необходимый напорнасосов определяют с учетом действия сифона. Нагретая вода сливается по трубеиз конденсаторов в колодец, в котором поддерживается необходимый ее уровень.Сливной трубопровод погружают выходным сечением под уровень воды; трубазаполняется водой и благодаря действию атмосферного давления на поверхностьводы в колодце в трубе поддерживается столб воды высотой hсиф=7¸8 м (с учетом гидравлическогосопротивления и остаточного воздуха, в частности выделяемого из воды).Благодаря этому от насосов требуется подъем воды от уровня ее в реке, доуровня в сливном колодце на высоту hг не включая высоту подъема ее до верха конденсатора, если последняя не превышает высоты сифона.

Уровеньводы можно обеспечить, выполняяв сливном канале порог; это позволяетотказаться от сливных колодцев. Действие сифона основано на известном изфизики явлении перетока жидкости (воды) из верхнего сосуда в нижний черезизогнутую трубку, заполняемую водой, вытесняющей воздух, с коленом выше уровняводы в верхнем сосуде теоретически на величину атмосферного давления, равного0,1 МПа.

В нашем случае вода подается из нижнего сосуда (реки)в верхний (сливной колодец или канал) насосами., поднимающими ее на высоту hгравную разности уровней в сосудах (рис.11.2). При пуске системы, воздух из нее 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 для подъема воды нагеометрическую высоту,, МПа;

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

hг геодезическая высота подъема воды, равная разностиотметок 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 стремятсявсемерно уменьшить, размещая электростанцию и машинный зал по возможностиближе к реке с минимальным превышением их над уровнями воды в ней.

Мощность, потребляемую насосами, МВт, определяют поформуле

Wн= VDР/hн

где V – объемный секундный расходохлаждающей воды, м/с³;

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

Wн=14,8´0,08/0,8

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

технические характеристики насоса:

подача воды: 18710-36160 м³/ч

напор: 8,1-4,4 м.вод.ст.

частота вращения: 365 об/мин

Максимальная мощность 338-796 кВт

Каждый из насосов обеспечивает более 60% потребностиблока в тех. воде.

На проектируемойГРЭС установим шесть циркуляционных насосов ОП6-145, по два на каждыйэнергоблок.

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

рис11.1

рис11.2

12. Выбор оборудованияконденсационной установки.

Основные требования иобоснования выбора конденсатора.

Среди основных требований,предъявляемых к современным конденсаторам, одними из главных являютсяобеспечение высоких теплотехнических показателей и удовлетворениеэксплуатационных требований при высокой степени надежности оборудования сучетом блочности турбоустановки и сверхкритических параметров.

Решениевышеперечисленных требований, в свою очередь, должно основываться наоптимальных конструктивно-технологических показателях.

Высокие теплотехнические показатели конденсатора определяются главным образом эффективной работой его трубного пучка и характеризуются равномерной паровойнагрузкой различных участков трубного пучка; минимальным уровнем парового сопротивления; отсутствием переохлаждения конденсата; высокой степеньюдеаэрации конденсата с обеспечением в нем нормативных показателей покислороду; оптимальными аэродинамическими условиями движения отработавшегопара из выхлопного патрубка ЦНД к трубному пучку конденсатора.

Особенноститурбоустановки и эксплуатационныетребования обеспечиваются с наличием соответствующих устройств в конденсаторе,удовлетворяющих различным

режимам работы блока;повышенной плотностью конденсатора по водяной стороне в условиях длительнойэксплуатации; конструктивным решением по конденсационному устройству,исключающим останов блока при нарушении плотности как о водяной, так и попаровой стороне.

В соответствии с количеством ЦНД вконденсационной установке приняты два конденсатора – по одному на каждый ЦНД.Конденсаторы являются однопоточными по воде, т. е. имеют по одному подводящемуи сливному патрубку. Определено это невозможностью компоновки на одномконденсаторе четырех (два подводящих и два сливных) циркуляционных водоводовсравнительно большого диаметра. Применение однопоточных конденсаторов, в своюочередь, привело к их объединению по паровому пространству для предотвращенияполной потери мощности блока при вынужденном отключении одного изконденсаторов.

Конденсаторы связаны с ЦНД переходнымипатрубками, между которыми установлены так называемые перепускные патрубки,объединяющие паровые пространства двух конденсаторов. В связи с тем, что вфундаменте турбоустановки между ЦНД установлена дополнительная колонна,подпирающая поперечную балку, связь по паровому пространству осуществляется двумя перепускными патрубками, площадь которых принята максимально возможнойиз условия их расположения в фундаменте и на переходном патрубке и составляетпримерно 25%, площади выхлопа ЦНД. В соответствии. с этим при отключенииодного конденсатора мощность блока должна быть снижена примерно на 50 – 40%.

Проведенные испытания блока с одним отключеннымконденсатором подтвердили возможность работыпри мощности 60 – 70%. Перепускные патрубки конструктивно выполнены с системойкомпенсаторов, которая, с одной стороны, обеспечивает компенсацию температурных удлинений ЦНД от своих фикс-пунктов, а с другой – восприятиеусилий от атмосферного давления на стенки переходного патрубка в зонерасположения компенсаторов.

Соединениепереходного патрубка с турбиной и конденсатором осуществляется при помощисварки, по этому для компенсации температурных удлинений выхлопного патрубка ЦНД от опорных лап, переходного патрубка и корпуса конденсатора последний устанавливается на пружинных опорах, которые, в свою очередь, устанавливаются абетонные 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 также устройство дляприема растопочной воды котлов.

В днищеконденсатора расположены конденсатосборники деаэрационного типа,предназначенные для сбора конденсата с одновременной дополнительной егодеаэрацией. В конденсатосборнике поддерживается постоянный уровень конденсата,чем обеспечивается необходимый подпор на всасе конденатных насосов. Емкостьконденсатосборников выбрана из условия обеспечения указанного подпора исходяиз времени срабатывания клапана рециркуляции и производительности конденсатныхнасосов.

Конденсаторы:

Количество 2

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

Поверхность охлаждения 2*11520 м²

Количество охлаждающихтрубок 2*14740

Длина трубок 9 м.

Сортамент трубок 28*1 мм, 28*2мм

Материал трубок сплавМНЖ-5-1

Расход охлаждающейводы 2*25740 м³/ч

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

Конденсатные насосы I ступени :

Расчетный напор в коллектореконденсатного насоса первой ступени определяется по формуле:

Ркн1=DРбоу+DРэж+DРтр+DРкн2–Рк

где DРбоу – гидравлическое сопротивление обессоливающейустановки, 0,6 МПа;

DРэж гидравлическое сопротивление эжекторной группы, 0,07МПа;

DРтр — гидравлическое сопротивление трубопроводов, 0,05 МПа;

DРкн2 –необходимое давление на всасе конденсатного насосавторой

ступени, 0,2 МПа;

Рк – давление вконденсаторе 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: 1600м³/ч

напор: 90 м вод. ст.

Конденсатные насосы II ступени :

Напор конденсатных насосоввторой ступени определяем следующим образом:

Ркн2»Рд-DРкн2+DРпнд+DРрку+DРгеод

где Рд – давление вконденсаторе, 0,7 МПа;

DРкн2 – давление создаваемое конденсатным насосом первойступени, 0,2 МПа;

DРпнд сопротивление теплообменников ПНД1 – 0,05978 МПа; ПНД2 – 0,06762 МПа; ПНД3 0,07938 ПНД4– 0,0892; ПНД5 – 0,07938 МПа; DРпнд =0,376 МПа;

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

DРгеод – геодезический подпор, определяется разницей ввысотах 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: 1600м³/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 расчетевоздушного и газового трактов, и потребляющей наименьшее количествоэлектроэнергии при эксплуатации.

Для расчета дутьевого вентилятораопределим расход

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

где Vдв количествохолодного воздуха засасываемого дутьевым вентилятором.

Вр – расчетный расходтоплива кг/с;

V0 – теоретическое количество воздуха м³/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 вентиляторамидолжна обеспечивать полную производительность парогенератора с запасом в 10%

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

Оснащаем парогенератор двумядутьевыми вентиляторами, производительностью не менее 567048 м³/ч, одиндутьевой вентилятор должен обеспечивать не менее половинной нагрузкипарогенератора,. номограмме VII-86 (л4; стр. 249) выбираем центробежный дутьевойвентилятор ВДН-24´2-IIу

Выбор дымососов сводится к подбору машины, обеспечивающейпроизводительность и давление, определенные при расчете воздушного и газовоготрактов, 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 расходтоплива кг/с;

V0 – теоретическое количество воздуха м³/кг; aт– коэфф. избытка;

Vг. объем продуктов горения на 1 кг топлива;

Da — присос воздуха в газопроводах за воздухоподогревателем для котлов с электрофильтрамиDa=0,1;

V0 – теоретическое количество воздуха м³/кг;

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

/> 273

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

Vд.р=1,1´Vд= 2608349,7 м³/ч

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

выбираем осевойдвухступенчатый дымосос ДОД – 43.

характеристики дымососа ДОД –43 :

подача: 1335/1520 тыс.м³/ч

Напор: 3500/4500 Па,

КПД: 82,5%

Число оборотов: 370

Потребляемая мощность:1570/2500 кВт.

Расчет дымовой трубы.

Определение высоты дымовойтрубы производим в такой последовательности:

Определяем выброс золы:

Мзл=10 ´Вр/3600´(1-hзу/100)´´[(1-q4/100)´Ар/100+q4/100]

где Вр – расчетный часовой расход топлива всеми котламиработающими 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 ;

М SO2=10 ´Вр/3600´Sр/100´mSO2/mS

где Sр –содержаниесеры 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 оксидовазота

М NO2=0,034b1´k´Вр´Qр.н.(1-q4/100)b3

Где b1 – безразмерный поправочныйкоэффициент учитывающий качество топлива, 1,0;

Вр расход натуральноготоплива 248 кг/с

b3 – коэффициентучитывающий конструкцию горелок 1,0;

k - коэффициент характеризующий выход оксидов азота на1т сожженного условного топлива, k=12D/(200+Dн )

где D и Dн действительная и номинальная паропроизводительностькотла. » 10;

Qр.н низшая теплота сгорания натурального топлива 16,760 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 – объемныйрасход продуктов сгорания через трубу, 2371227м³/ч= 658,7 м³/с

wвых – скоростьпродуктов 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´MNO2 Öz/VтрDt

ПДК so2

Где А – коэффициент зависящий от метреологических условийместности, 200;

ПДКso2 – 0,5; ПДКNO2 0,085 мг/м³

z - число дымовых труб 1,

Dtразность температуры выбрасываемых газов и средней температуры самого жаркогомесяца 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.Выборсистемы золоулавливавния и золоудаления.

Примеси,заключающиеся в дымовых газах, загрязняя атмосферный воздух, оказывают приопределенных концентрациях весьма вредное влияние на человеческий организм и растительный мир, а также увеличивают износ механизмов, интенсифицируютпроцессы коррозии металлов, разрушающе действуют на строительные конструкциизданий и сооружений. Для снижения количества выбросов золы в атмосферу, напроектируемой ГРЭС устанавливаются комбинированные золоуловители.

Комбинированные золоуловители

При сжигании многозольныхвидов топлива на электростанциях большой мощности устанавливают двухступенчатуюочистку дымовых газов от золы, комбинируя батарейные циклоны и электрофильтры, атакже мокрые золоуловители и электрофильтры.

Суммарную степеньочистки газов в двухступенчатом золоуловителе определяют по формуле

= h'+ h`` (1 – h'),

где h' и h`` – соответственно степеньочистки газов в 1-й и 2-й ступенях.

Для блока 500 МВт, работающего на многозольномэкибастузском угле, зола которого имеет высокое удельное электрическое сопротивление установка состоит из мокрого золоуловителя с трубой Вентури ичетырехпольного электрофильтра. В первой ступени улавливалось 90% золы,содержащейся в дымовых газах, а также происходили их увлажнение и охлаждение до75 – 80'С. Это способствовало снижению удельного электрического, сопротивленияслоя золы и уменьшало вероятность образования обратной короны в электрофильтре.Общая степень очистки дымовых газов на этой установке составила 99,0 – 99,5%.

Стоимость такихвысокоэффективных золоуловителей достигает около 7% общих затрат на сооружениеэлектростанции.

Золоудаление

Система удаления искладирования золы и шлака современных крупных электрических станций,называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающийспециальное оборудование и устройства, а также многочисленные инженерныесооружения. Ее назначением является удаление шлака, образующегося в топках, изолы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспорт их за пределытерритории электростанции, часто на значительное расстояние (до 10 км ибольше), и организация их складирования на золошлакоотвалах.

На проектируемой станции осуществлено гидравлическоезолошлакоудаление.

Наиболее универсальной и экономичной является системагидрозолоудаления с багерными насосами, транспортирующими совместно золовую ишлаковую пульпу. В настоящее время для мощных электростанций осуществляют, какправило, эту систему гидрозолоудаления.

На рисунке показана общая схемасовместного гидравлического удаления золы и шлака багерными насосами.Образующийся в топке парогенератора шлакпоступает в шлакоудаляющее устройство 1, из которого удаляется в самотечныйканал 2 системы гидрозолоудаления, в него подается также смывными устройствами3 из бункеров 4 летучая зола, уловленная в золоуловителе. Из каналагидрозолошлаковая смесь (пульпа) поступает к багерным насосам 5, которые постальным трубопроводам 6 перекачивают ее на золошлакоотвал. Перед поступлениемк багерному насосу пульпа проходит через центральную дробилку 7 (еслиотсутствуют дробилки у шлакоудаляющих устройств под парогенераторами), гдепроисходит измельчение шлака до кусков размером не более 25 – 30 мм, а затемчерез металлоуловитель 8. Осветленная вода поступает из отвала в отстойныйбассейн, если осуществлена замкнутая (оборотная схема), либо в ближайшийводоем, если водоснабжение системы гидрозолоудаления выполнено по разомкнутой(.прямой) схеме.

Для удаления шлака из топокпарогенераторов большой паропроизводительности, образующегося в твердом состоянии, служат механизированные устройства непрерывного действия со шнековымтранспортером (БКЗ и ЗиО).

Шнековые транспортеры (рис. ) имеют ванну с наклоннымлоткообразным дном. Производительность этих транспортеров 4 – 8 т/ч. Диаметршнека 500 – 600 мм, длина 5 – 8 м, угол наклона 15° – 25°. Как правило,за шнеком, под шлаковой течкой располагают дробилки.

рис ( )

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

Шлаковыеи золовые каналыв пределах котельного цеха выполняют раздельными. Типовыми являютсяжелезобетонные каналы, облицованные плитами из литого базальта, со съемнымиметаллическими перекрытиями на уровне пола, который выполняют с уклоном не менее1° в сторону каналовгидрозолоудаления.

Насосы подающие шлакозолвую пульпуназывают багенными. В качестве багерных насосов используют центробежныенасосы. Обычно используют грунтовые насосы, которые располагают так, чтобы ихвсасывающий патрубок всегда находился под заливом.

(л1;стр. 347 – 353)

15. Выбор схемы водоподготовки.

Обычно исходная вода подвергается специальной обработке для 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 находящаяся в них – котловой (или испаряемой)водой.

Конденсатными насосами первой ступени турбинныйконденсат подается на блочную обессоливающую установку (БОУ), где происходитего очистка от суспендированных и ионизированных загрязнений. После БОУконденсатными насосами второй ступени конденсат направляется черезподогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор, куда поступает также и конденсат греющего пара подогревателей высокого давления (ПВД).

Так как в деаэратор направляется не только турбинныйконденсат, но и другие потоки, то выходящая из деаэратора смесь называется ужепитательной (а так же деаэрированной) водой. Подогретая паром до 428К хорошо дегазированная (т. е. освобожденная от растворенных газов О2,СО2, N2) питательная вода издеаэратора поступает в бустерные насосы 15, подающие ее на всас питательныхнасосов. Последние через ПВД направляют ее в котельный агрегат, где изамыкают описанный здесь контур энергоблока.

В этом замкнутом цикле имеются потери конденсата,значения для которых для энергоблоков с давлением 24 МПа находится в пределах1-2% паропроизводительности котла. Эти потери восполняются обессоленнойводой подготовленной на специальной водоподготовительной установке (ВПУ).

Укаждой турбины электростанции с прямоточными парогенераторами предусматриваетсяустановка для обезжелезивания и глубокого обессоливания 100% конденсата,выходящего из конденсаторов.

Блочная обессоливающая установка предназначена дляочистки полного расхода основного конденсата и работает по схеме: обезжелезивание на намывных целлюлозных фильтрах, обессоливание на фильтрахсмешанного действия с выносной регенерацией ионитов. Производительностьустановки – 1600 м~/ч.

В состав БОУ входят четырецеллюлозных фильтра Æ2000 мм производительностью 500 м³/ч каждый, трифильтра смешанного действия Æ3400 ммпроизводительностью 900 м³/ч каждый с выносной регенерацией.

Дистиллят испарителей электростанций с прямоточнымипарогенераторами обессоливается в конденсатоочистках турбин.

Внутренниеповерхности баков деаэрированной воды, запаса и сбора конденсата должны иметьзащитные покрытия.

На ТЭС блочной структуры общий дополнительный запасобессоленной воды в баках без давления, устанавливаемых вне зданий, принимаетсяна 40-минутный расход воды при максимальной нагрузке, но: не менее 6000м³.

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

Наэлектростанциях предусматриваются аппаратура, насосы, трубопроводы и т. и. дляпредпусковых и эксплуатационных водно-химических промывок, а также устройствадля предупреждения стояночной коррозии парогенераторов, турбин и прочегооборудования и трубопроводов.

16. Перечень средств автоматизации и технологическойзащиты турбины

Автоматическая система защиты (АСЗ) – электрогидравлическая, с электрическимиизмерителями и гидравлической исполнительной частью. Только защита по превышению частоты вращения, (автомат безопасности) выполнена механогидравлической. Надежность и быстродействие АСЗ достигаются дублированиемэлементов, исключением золотниковых. пар, введением положительных обратныхсвязей, периодическими проверками на остановленной и работающей турбине.

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА АСЗ.

НАЗНАЧЕНИЕ И ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ЭЛЕМЕНТОВ

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

Система защиты (рис. 16.1) имеетчетыре (пять на К-500-240) сервомотора 1, 8 и четыре регулятора (двамеханических автомата безопасности по предельной частоте вращения 15 и двазащитных устройства 12 по остальным сигналам) и выполнена с двумя ступенямиусиления. В промежуточных ступенях использованы выключатели с положительнойобратной связью.

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

Положение каждой пластины выключателя зависит отсоотношения давлений над ней р3 и под ней рр. При р3 >0,33Рр, пластина прижата к нижнему упору, слив из рабочей камеры закрыт исервомотор открыт. При Р3< 0,33 Рр, пластина прижата кверхнему упору, открывая слив и позволяя сервомотору под действием пружинзакрыться с максимальным быстродействием.

В случае, Р3=0,33Рр пластина находится во взвешенном равновесном положении.

Беззолотниковые выключателисервомоторов являются второй ступенью усиления АСЗ. Первой ступенью усиленияявляются также. беззолотниковые защитные устройства 12, управляющие сливамииз линий защиты 4 и 6. Защитных устройств – два, установлены они параллельно.При срабатывании каждого закрываются все стопорные клапаны, для открытияклапанов необходимо взведение обоих защитных устройств. Каждое из защитныхустройств управляет сливом из двух линий защиты и линии 1-го усиления 18(управляющей регулирующими клапанами). Давление в одной линии защитыопределяет положение находящихся с одной стороны турбины клапанов высокого давленияи промперегрева, ложное падение давления приводит к закрытию клапанов толькоодной стороны и не препятствует продолжению работы турбины со сниженнойнагрузкой в течение некоторого времени.

Основным элементом защитногоустройства является пластина, работающая подобно пластине выключателясервомотора. Снизу пластина нагружена давлением из линий защиты 4, б и1-го'усиления 18, сверху давлением импульсной линии защиты 10. Подвод впоследнюю постоянен, сливами управляют четыре клапана. Два клапана,размещенные непосредственно в корпусах защитных устройств, жестко связаны сэлектромагнитами защиты и кнопками ручного останова турбины. При нажатии наодну кнопку или срабатывании одного электромагнита происходит перемещениеклапана соответствующего защитного устройства, Два других клапана открываютслив из импульсной линии от 'действия механических автоматов безопасности приповышении частоты вращения ротора.

Общая схемауправления стопорными и регулирующими клапанами, показана на рис 16.2

/>
рис.16.1

рис.16.2

17. Описание компоновки главного зданияэлектростанции.

Главным корпусом тепловойэлектростанции называют главное ее здание, внутри которого размещается основноеи связанное с ним вспомогательное энергетическое оборудование, осуществляющееглавный технологический процесс преобразования теплоты сгорания топлива вэлектрическую энергию.

В главный корпус подаетсятопливо, подлежащее использованию, вода для охлаждения отработавшего паратурбин и для других целей и т. д. Из главного корпуса отводятся охлаждающаявода после конденсаторов, дымовые газы парогенераторов, шлак и зола прииспользовании твердых топлив и т. Из главного корпуса выводится конечнаяпродукция электростанции – электрическая энергия.

В соответствии с установкой в главном корпусеосновных энергетических агрегатов парогенераторов и турбоагрегатов в состав главного корпуса входят два основных помещения (отделения): парогенераторное итурбинное (машинный зал) и, кроме того, так называемое промежуточное помещениемежду парогенераторным и турбинным помещениями для различноговспомогательного оборудования турбоагрегатов и парогенераторов. Промежуточноепомещение выполняют многоэтажным (в виде «этажерки»); наличие его способствуетустойчивости строительных конструкций главного корпуса, включающих, вчастности, колонны наружных (фасадных) стен машинного зала и отделенияпарогенераторов.

В промежуточном помещениинаходятся деаэраторы с баками, иногда бункеры топлива и оборудованиепылеприготовления. Оно выполняется или однопролетным в виде совмещенногобункерно-деаэраторного помещения. Кроме того, в нем размещают РОУ и БРОУ,трубопроводы, электрическое распределительное устройствособственногорасхода и тепловые щиты, в том числе блочные щиты управления. Эти щитыразмещают на основном уровне обслуживания, составляющем –10 м и совпадающем стаковым в помещениях турбоагрегатов и парогенераторов. Совмещенноебункерно-деаэраторное помещение входит 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 двух конвективных шахтах, итурбоагрегат 500 Мвт, установленный поперек машинного зала (рис. ).

Парогенераторопирается на самостоятельный фундамент. Бункеры и молотковые мельницыустанавливаются между парогенераторами, регенеративные воздухоподогреватели иконвейеры топливоподачи – в пристройке к помещению парогенератора. Ячейкаэнергоблоков имеет размер 66 м, пролет машинного зала 51 м.

Часть вспомогательногооборудования парогенераторов: воздухоподогреватели регенеративного типа,электрофильтры дымососы и дутьевые вентиляторы устанавливают в пристройке кпомещению парогенераторов.

Компоновка помещениятурбогенератора.

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

Компоновкавыполнена для условий работы турбоагрегата в моноблоке с одпокорпуспым котломП-57 с укрупненным вспомогательным оборудованием, паропроводами свежего ивторичного пара. Турбина сопрягается с генератором ТГВ-500,

В основувыполненной компоновки заложены следующие основные принципы.

1. В ячейкеразмещается все оборудование турбоустановки, за исключением системы регенерации фильтров блочной обессоливающей установки, которая размещается уколонн ряда А (фасадной стены) в ремонтном пролете.

2. Дляразмещения оборудования при ремонте турбоагрегата предусмотрен дополнительныйпролет за каждым нечетным блоком.

3. Основная отметкаобслуживания турбоагрегата 10,2 м, глубина подвала 4,2 м.

4, Бмашинном зале в этажерке у ряда А) размещаются из электрической части толькоаккумуляторные батареи — и установка ионного возбуждения, Размещение РУ( Н= =6 кВ и 0,4 кВ предусмотрено в бункерно-деаэраторной этажерке. Там же наотметке 10,2 м напротив основной ремонтной площадки между соседнимиэнергоблоками размещается блочный щит управления.

5.Трассы кабельных коммуникаций приняты проходными ~2´2 м) и предусмотрены с обеихсторон фундамента турбоагрегата.

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

Компоновка турбоустановки поперечная, т. е. продольная осьтурбоагрегата перпендикулярна оси колонн главного корпуса ГРЭС. Осьтурбоагрегата совпадает с осью котла. Такое расположение турбоагрегатаобеспечивает наиболее короткие связи с котлом по свежему и вторичноперегретому пару, питательной воде, симметричность основных трубопроводов иотсутствие неуравновешенных поперечных компенсационных усилий на корпусетурбины. Относительно оси турбины компоновка несимметричная: слева от оси по виду со стороны ряда Б в сторону ряда А – 1,5 пролета, справа – 2,5 пролета

Слева от оси турбинырасположены: конденсатные насосы первой и второй ступеней; блочнаяобессоливающая установка; эжекторная группа; подогреватели низкого давления(ПНД-1 – ПНД-5); сетевые подогреватели (основной и пиковый бойлеры сохладителем дренажа); дренажные насосы ПНД и насосы сетевых подогревателей.

Справа от оси турбины размещены:питательная группа (питательные и бустерные насосы); подогреватели высокогодавления (ПВД-7 – ПВД-9); оборудование масляного хозяйства турбины игенератора.

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

Значительная насыщенностьячейки оборудованием потребовала многоярусного размещения узлов и трубопроводовустановки и ремонтных площадок. Примерами такого размещения могут служить:маслохозяйство турбоустановки, расположенное под ремонтной площадкой отметки10,2 м, конденсатные дренажные, сетевые и другие насосы со стороны ПНД подплощадкой отметки 5,6 м, на которой устанавливаются эжекторы пусковые, сальниковыйи другие.

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

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

Охрана труда состоит из двух самостоятельных разделовпромышленной санитарии (санитарно гигиенические мероприятия) и техникибезопасности (мероприятия по технической охране труда).

Промышленная санитария включает мероприятия по борьбес 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 позащите работников от несчастных случаев, возникающих на производстве, а такжепо предупреждению этих случаев.

Промышленная санитария. Для снижения температурывоздуха в помещениях и на рабочих местах кроме общей вентиляции устраиваютместную вентиляцию, подавая к рабочим местам свежий и более холодный воздух,увлажняемый при необходимости разбрызгиваемой водой. Для работы в барабанахкотлов и других местах с высокой температурой применяют специальные душирующиеустановки.

При температуре выше 40-45 С и работе средней тяжестинезависимо от влажности и скорости движения воздуха охлаждение тела человекане наступает, что может вызвать тепловой удар.

Поэтому в барабанах остановленных котлов, в которыхотносительная влажность оченьвысока, запрещается работать при температуре выше 45 С, а при более низкихтемпературах после 20 мин работы устанавливается отдых вне барабанапродолжительностью также 20 мин.

Работа в топках и газоходах при температуре на рабочихместах выше 60 С не допускается. При более высоких температурах работа должнапроизводится в теплой спецодежде и валенках.

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

При работах в барабанах, топках, газоходах котлов, атакже в мельницах, шахтах, коробах, воздухопроводах и других тесных местах схорошей проводимостью тока человек может попасть под ток. В таких случаяхприменяют освещение напряжением не выше 12 В, питающееся от специальныхтрансформаторов. Для освещения указанных мест служат переносные лампы со шнуромдлиной 25-40 м.

Условия работы в котельных цехах электростанцийтребуют от каждого рабочего знания правил техники безопасности и ихбеспрекословного выполнения. Несчастные случаи с людьми происходят главнымобразом из-за незнания правил или их нарушений. Поэтому все рабочие котельныхцехов проходят специальное обучение правилам безопасности, которое включает всебя следующие формы: вводный инструктаж; индивидуальное обучение поинструкциям и пособиям; инструктаж перед началом работы; периодическийинструктаж по общим вопросам техники безопасности и инструктаж на рабочемместе; организованное обучение на курсах; проработка отдельных вопросовтехники безопасности на собраниях.

Пожарная безопасность. Противопожарные мероприятия приремонте оборудования имеют профилактический характер. К ним относятся, восновном, режимные мероприятия, устраняющие непосредственные или возможныепричины возникновения пожаров.

Места производства электро-,газосварочных и других огневых работ должны быть согласованы с пожарнойохраной, обеспечены средствами пожаротушения (огнетушитель или ящик с песком,лопата и ведро с водой). При наличии вблизи или под местом этих работ сгораемыхконструкций (лесов, подмостей, настилов и т.п.) последние должны быть надежно защищены от возгорания металлическими экранами или политы водой, а также должныбыть приняты меры против разлета искр и попадания их на сгораемые конструкциии нижележащие площадки.

Ремонтные площадки должнысодержаться в чистоте. Не допускается загромождение проходов и подступов кпусковым и электрораспределительным устройствам, а также к пожарному инвентарю.

Ветошь, промасленные обтирочные материалы послеупотребления следует складывать в специально предназначенные для нихметаллические ящики. Случайно пролитые горючие жидкости (керосин, масла и т.д.)необходимо немедленно собрать и удалить с места производства работ.

Бензин, керосин и смазочныематериалы должны храниться в металлической таре, запирающимся металлическихшкафах. Их количество не должно превышать суточной нормы. Допускается толькораздельное хранение горючих жидкостей, баллонов с кислородом и барабанов скарбидом кальция в безопасных кладовых.

Различные нагревательные приборы(отопительные, производственные) должны содержаться в исправности, а послеокончания работы приводиться в такое состояние, чтобы они не могли послужитьпричиной возникновения пожара. Особенно тщательно надо следить за состояниемэлектропроводок и предотвращением коротких замыканий, при которых нередковозникают пожары.

Средства пожаротушения должныхраниться на видных, легкодоступных местах и содержаться в постояннойготовности. Весь персонал должен знать местонахождение средств пожаротушения иуметь приводить их в действие.

Организационные мероприятия, обеспечивающиебезопасность работ. К числу мероприятий, обеспечивающих безопасность работ приремонте теплосилового оборудования электростанций, относятся: оформление работынарядом или распоряжением; соблюдение специальных правил допуска к работе;осуществление регламентированного надзора во время работы; соблюдение правилперевода на другое рабочее место; оформление перерывов и окончания работ.

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

Право выдачи нарядов ираспоряжений на ремонт котельного оборудования предоставлено начальникамкотельных (котлотурбинных) цехов и их заместителям, инженерам и мастерам этихцехов, а также при необходимости начальникам смен станции, если они уполномоченыраспоряжением по электростанции.

После получения нарядаответственный руководитель работ выполняет общий инструктаж членов бригады иосуществляет допуск к работе. Производитель работ допускает к работе иинструктирует каждого члена бригады на его рабочем месте.

Точноевыполнение перечисленных организационных мероприятий обеспечивает безопасноепроведение работ на действующем оборудовании или вблизи него.

18.1.Мероприятия по охране труда.

Техника безопасности при производстве ремонтов оборудования турбинныхцехов.

Важными мероприятиями при подготовке и проведению ремонтов являютсямероприятия по технике безопасности. Анализ несчастных случаев, имевших местопри ремонтах оборудования, свидетельствует о том, что преобладающее большинствонесчастных случаев является результатом невыполнения установленных Правил потехнике безопасности вследствие неудовлетворительного знания персоналом этихправил, а в некоторых случаях из-за пренебрежительного отношения к этимправилам как со стороны рабочих, так и инженерно-технических работников. Дляликвидации несчастных случаев необходимо безусловно выполнять все технические иорганизационные мероприятия, направленные на обеспечение безопасной работыперсонала.

В период подготовки к ремонту необходимо провести сперсоналом инструктажи по технике безопасности, проверить наличие и исправностьзащитных средств, подъемных и транспортных устройств, такелажа, проверитьсостояние инструмента. Недопустимо использовать при ремонте непроверенныеподъемные и транспортные механизмы; такелажные приспособления, неисправный илине отвечающий требованиям техники безопасности инструмент. Все защитныесредства, подъемные транспортные механизмы и такелажные приспособления должныбыть проверены в сроки, установленные для них Правилами по техникебезопасности и результаты проверки должны быть записаны в журнал. Крюки, рымболты и скобы должны иметь клеймо завода-изготовителя и паспорт с указаниемгрузоподъемности;

Электродрели и другой ручной инструмент сэлектроприводом должны быть исправными и должны иметь заземляющий провод.Паяльные лампы должны быть проверены и дата последней проверки указана набирке; диэлектрические перчатки должны иметь штамп., на котором указаны датапоследнего испытания и напряжение, на которое они испытывались. Переносныелампы необходимо выполнять на безопасное напряжение: 36 в для сухих помещенийи 24 – 12 в – для сырых.

Перед началом ремонта необходимо принять меры, исключающие попадание пара и воды из паропроводов и питательных магистралей,находящихся в рабочем состоянии, а также из дренажных трубопроводов как втурбину, так и в другие агрегаты, подлежащие вскрытию и ремонту. Для этоготурбоустановка должна быть отключена от общих паропроводов и линий питательнойводы задвижками, маховики которых запираются на цепь с замком, и на задвижкахвывешиваются плакаты «Не включать – работают люди». Точно так же должны бытьзакрыты на замок приводы задвижек и вентили открытых дренажей.

К вскрытию турбины можно приступатьтолько тогда, когда после отключения ее задвижками, как это указывалось выше,будет установлено отсутствие давления в паропроводе перед турбиной. Вскрытиекрышек цилиндров является весьма ответственной операцией, и приступать кподъему крышки цилиндра можно только после того, как мастером будет проверенаправильность строповки крышки. При подъеме и закрытии крышек цилиндров, выемкеи установке роторов и других тяжелых деталей команды должны подаваться толькоодним человеком. Во время подъема крышки цилиндра ни в коем случае нельзякласть руки под крышку и производить какие-либо работы с нижним фланцем и сдругими деталями, находящимися под крышкой до тех пор, пока она не будетперенесена на специально отведенное место. Переноску крышки цилиндра, как идругих деталей, следует производить плавно, без рывков. Стоять и проходить подподнятым грузом категорически запрещается.

При строповке тросами за рымы (например,при вскрытии и закрытии подшипников, выемке и установке диафрагм и др.)необходимо следить, чтобы рымы были ввернуты до отказа. Выемка и установка наместо ротора должны производиться при помощи специально предназначенных дляэтой цели приспособлений. Подъем ротора можно начинать только после проверкиправильности строповки.

При разборке автоматического стопорного клапана необходимо принять меры к осторожному опусканию пружины, в противном случаепружина может ударить с большой силой. При выемке клапана следует строповатьза крестовины.

При работе в нижней части цилиндранизкого давления отверстие под горловиной конденсатора должно закрыватьсяспециальными деревянными щитами.

Зачистку гребней лабиринтовых уплотнений, во избежаниеранений рук, следует, производить в рукавицах. В случае, когда при центровкетурбины поворот ротора производят краном, нельзя становиться против натягивающеготроса.

Ремонт регенеративныхподогревателей, водоподогревателей теплофикационной установки и другихтеплообменных аппаратов может производиться только после отключения их по паруи по воде и после освобождения их от воды и пара. Отключающая арматура должнабыть заперта на цепи с замком и на ней должны быть вывешены плакаты «Невключать – работают люди». Ключи от замков должны храниться у начальника сменыи передаваться по дежурству с соответствующими записями в журнале. Еслиотключающая арматура по своему состоянию не может обеспечить надежногоотключения, то на трубопроводах необходимо устанавливать заглушки. Если снятиедавления в корпусе теплообменного аппарата или на участке трубопроводапроизводятся путем разъема фланцевого соединения (при отсутствии дренажных ипродувочных линий), необходимо принимать меры предосторожности. Снижениедавления следует производить в таких случаях постепенным отвинчиванием гаек безснятия их с болтов до тех пор, пока давление не будет равно нулю, Начинать отвинчиватьгайки надо со стороны, противоположной той, на которой находится человек,производящий эту работу,

Замки с отключающей арматуры можно снимать только послетого, когда мастер убедится в том, что все работы окончены, заглушки сняты ирабочие ушли с ремонтируемого участка.

Подтяжку болтовых соединений после ремонта разрешаетсяпроизводить на работающем аппарате или на участке трубопровода только в томслучае, если давление не превышает 3 – 4 ат,

При ремонтах задвижек и другой запорной арматуры сэлектроприводами обязательно должно быть снято напряжение и удаленыпредохранители с цепи, питающей электродвигатель. На ремонтируемой запорнойарматуре долины быть вывешены плакаты «Работать здесь».

Обжатие сальников без снятия давления разрешается толькона трубопроводах низкого и среднего давлений. При выполнении этой работы долженобязательно присутствовать начальник смены.

При производстве ремонтных работс оборудованием турбинного цехаприходится производить работы в баках и резервуарах (баки деаэраторов,резервные баки питательной воды и др.). Работа внутри баков и резервуаровразрешается в том случае, если обеспечивается достаточная естественная, илипринудительная вентиляция в них. Достаточность вентиляции устанавливается путем проверки качества воздуха в резервуаре. На работу внутри резервуаровследует назначить не менее двух человек, один из которых должен находиться внерезервуара и наблюдать за состоянием человека, работающего внутри. Передзакрытием бака или резервуара после ремонта мастер должен личноудостовериться, не остался ли случайно кто-либо из рабочих внутри резервуара,а также не остались ли там инструменты или посторонние предметы.

Перед работой в дренажных каналах сначала необходимоспециальным способом проверить отсутствие там газа. Такая проверка путембросания в канал зажженных спичек, бумаги, пакли и т. п. не допускается. Каналперед работой должен быть тщательно провентилирован, Если в нем будет обнаруженгаз, то работа в таком канале может производиться только в изолирующем илишланговом противогазе.

На работу внутри каналов нужно назначать не менее двухчеловек: один должен оставаться вне канала и вести наблюдение.и работающим.Перед допуском ремонтников на работу в дренажный или спусковой канал, мастердолжен убедиться в отсутствии возможности спуска горячей воды и пара в каналво время производства там работ. Работа в каналах при температуре выше 50°С не допускается. При температуре в канале 40 – -50°С продолжительность работы каждого рабочего не должна превышать 20мин. Через каждые 20 мин. рабочий должен иметь 20-минутный отдых.

Приспуске в колодцы рабочий должен иметь предохранительный пояс и привязанную кпоясу веревку. Конец веревки должен надежно прикрепляться к какому либонеподвижному предмету, находящемуся на поверхности вблизи дежурного.

(л8;стр 297 – 301)

19. Мероприятия поохране окружающей среды.

Обезвреживаниесточных вод систем гидрозолоудалеиия

Количество сточных вод системГЗУ во много раз превышает суммарный объем всех остальных загрязненных стоков ГЭС. По этой причине очистка сточных вод систем ГЗУ, а для оборотных системочистка продувочной воды весьма затруднительны. Очистка этих стоков усложняетсявысокой концентрацией фторидов, мышьяка, ванадия, ртути, германия и некоторыхдругих элементов, обладающих токсичными свойствами. В применении к таким водамболее целесообразно их обезвреживание, т. е. снижение концентрации вредных веществ до значений, при которых возможны их сбросы в водоемы.

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

Наиболее проверенным методом,применяемым для удаления токсичных примесей из сточных вод, является осаждениепримесей в результате образования малорастворимых химических соединений,или в результате их адсорбции на поверхности образуемых в воде твердыхчастиц. В качестве реагента используется, как правило, известь. Принеобходимости применяются дополнительные реагенты, усиливающие процессосаждения.

Некоторые образующиеся комплексытоксичных веществ с кальцием обладают достаточно высокой растворимостью. Например, даже наименее растворимый из комплексов мышьяк с кальцием 3Са(АsО4)2´Ca(OH)2 имеет растворимость 4 мг/кг, что в 18 разпревосходит санитарную норму концентрации мышьяка в водоемах.

Для улучшения вывода мышьяка изводы одновременно с известью используют сернокислое железо (железистый купорос)FeSO4´7H2О. При этом образуется труднорастворимое соединение FeAsO. Этот процессусиливается адсорбцией мышьяка хлопьями гидрооксида железа. В результатесовместной с известкованием коагуляции можно снизить содержание мышьяка всточной воде ГЗУ при pH=9¸10 до его ПДК в водоемах (ниже 0,05 мг/кг). Одновременно происходит и соосаждение хрома.

Соединения фтора хорошоосаждаются при добавочном вводе хлористого магния (MgCl2) в сточную воду. Фтор осаждается совместно схлопьями образующегося гидрооксида Mg(OH)2. Например, на ГРЭС, сжигающей экибастузский уголь, оптимальнымиусловиями для снижения концентрации фтора являются pH=10,2¸10,4 при дозе магния, равной 50мг/кг фтора.

На ТЭС должно быть созданоспециальное хранилище для захоронения там осажденных веществ из продувочныхвод систем ГЗУ.

Применяется и ряд других веществдля осаждения фтора, например, на Рефтинской ГРЭС испытана коагуляция сточных вод ГЗУ сернокислым алюминием. При pH=4,5¸5,5 и дозе сернокислого алюминия в видебезводного Al2(SO4)3, равной 18– 23 мг на 1 мг удаляемого фтора, его концентрация снижалась почти до нуля.

Сорбционная очистка основана наспособности сорбентов извлекать токсичные примеси из сточных вод собразованием или без образования с сорбентами химических соединений. Сточныеводы ГЗУ содержат сорбент – золу. В золе большинства углей содержится до 60% SiO2 и до 30% Al2O3, которые образуют в процессесжигания топлива алюмосиликаты. Последние являются ионообменными материалами,способными сорбировать ионы многих металлов. Наличие в золе недожога приводитк сорбции золой органических и малодиссоциированных соединений из воды.

Наладка системы ГЗУ позволяет откорректироватьсоотношение воды и золы, значение рН и в результате получить достаточноглубокое удаление токсичных примесей из сточных вод ГЗУ, используя свойствазолы. Благодаря такой наладке можно избежать строительства специальныхочистных сооружений.

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

20. Экономическая часть проекта.

Капиталовложения в головные ипоследующие блоки.

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

послед. 123000 млн. руб.

поправочный коэфф. натерриториальный район

красноярск 1,19

Удельные вложения капиталапри Крс=0; Ки1 = 0

500 мвт средн. знач. 302 тыс.руб /кВт

энергетические хар. пособствен. нуждам.

Wсн=5,0´n бл´Тр+0,029´Wв

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

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

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

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

Удельный расход условноготоплива на отп. эл. эн.

г.у.т/кВт 333г.

красноярск – Iпояс

уголь –15 тыс. руб./т.н.т

стоимость перевозки

укрупненная нома численностипром. 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 Определениесреднегодовых технико-экономических показателей работы электростанции.

Абсолютное вложение капиталав новое строительство блочной электростанции.

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

где Кг.бл — капиталовложенияв головной бок, 225400 млн. руб. по ценам на 1.01.1995 г.

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

nбл – количество устанавливаемых блоков — 3 шт.

Крс – коэффициент учитывающийрайон строительства 1,19

К1 – коэффициент учитывающий вид системы техническоговодоснабжения, при прямоточной – 0,9

Ки1 – коэффициент инфляции повложениям капитала на 1.01.2000, по отношению к ценам на 1.01.1995 составил6,024

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 вложениекапитала на строительство электростанции млн. руб.

Nу – установленная мощность станции МВт.

Кст=3041,3/1500= 2,02 тыс.руб /кВт

20.2 Энергетические показатели работы ГРЭС

Годовая выработкаэлектроэнергии ГРЭС.

Wв=Nу´hу´0,001 тыс.МВт´ч

где Nу –установленная мощность станции МВт.

hу – годовое число часов использования установленноймощности 6800 ч.

Wв=1500´6800´0,001= 10200 тыс. МВт´ч

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

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

Wсн=5,0´n бл´Тр+0,029´Wв

где nбл – числоустановленных блоков;

Тр – число часов работы блокав течении года, принимается 7000 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 отпускэлектроэнергии с шин электростанции

Wо=Wв-Wсн тыс МВт´ч

Wо=10200-400,8= 9799,2 тыс МВт´ч

Годовой расходусловного топлива

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

hка´Qраб.усл.

Где n – числокотлов;

Qту - расход тепла на турбоустановку;

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

hка – КПД котлоагрегата;

Тр – число часов работы блокав течении года, принимается 7000 ч.

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

/> 0,92´7000

Удельный расход условного топлива

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

Wо 9799,2

Годовой расходнатурального топлива:

/>Вг н= Вг.у´29330 ´(1+aпот%/100 ) тн т./год

Qр.н

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

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

/>Вг.н =3260752 ´ 29330 ´(1+0,8/100)= 5751966,5 т.н.т/год

16760

КПД станции поотпуску электрической энергии:

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

где bу – удельный расход условноготоплива.

20.3 Проектнаясебестоимость электроэнергии отпущенной с шин ГРЭС

Топливо натехнологические цели:

Для станций сжигающих твердое топливо затраты на топливоопределяются по формуле:

Итоп=(Цпр+Цтр)´Вгн

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

Цтр – стоимость транспортировки одной тонны угля пожелезной 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 навспомогательные цели:

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

Ивм=Нвм´Nу´Ки ´0,001

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

Nу – установленная мощностьстанции 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 стороннихорганизаций по перевозке грузов внутри предприятия, услуги водоканала, и другиеуслуги и работы не относящиеся к основному виду деятельности, и выполняемые стороннимиорганизациями.

Иус= Нус´Nу´Ки´0.001 млн. руб./год

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

Nу – установленная мощностьстанции 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

где SПл.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.зп руб./мес

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

Ст(I)=ММЗ´3=84,5´3=253руб./мес

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

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

Кср.пр - средний коэффициент, учитывающий стимулирующиевиды доплат,

принимаем 2,5

Кр.зп районный коэффициент к заработной плате, принимаем1,25

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 себестоимостипродукции:

Иот=ФОТ=Чппп´ФОТ.г.чел.

где Чппп – численность промышленно-производственногоперсонала, 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´Иот млн.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, 3041,3млн.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 вцелом 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 видовремонтов.

Фрем=Нср.рф./100´Сф

где Нср.рф. средний норматив отчислений времонтный фонд вцелом по электростанции 4,6%.

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´Кстмлн.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 шинэлектростанции:

Sо.э.=И/Wоруб./кВт´ч

где И – издержки производства, руб.

Wо – отпуск электроэнергии кВт´ч

Sо.э= 1387100000/9799200000=0,14руб./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

Вид топлива

Экибастузский каменный уголь

Установленная мощность станции

МВт

1500

Годовое число часов использования установленной мощности

hу

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 наГРЭС

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 турбинаК-500-240 ХТГЗ М.: «Энергоатомиздат» 1984.

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

4 – л5 Аэродинамическийрасчет 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 атомныеэлектрические станции М; «Энергоатомиздат», 1989

8 –л8 Рудаков А. Ремонттепловых двигателей.

9. – л9 Насосное оборудованиеТЭС;

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

11. л.11 Жабо. Охранаокружающей среды на ТЭС.