Описание тепловой схемы станции, компоновки оборудования газового хозяйства, химической водоочистки питательной воды, выбор и эксплуатация основного оборудования. Автоматизация тепловых процессов и расчеты характеристик котельной и основных затрат.
1.Технологическая часть 1.1 Описание тепловой схемы станции 1.2 Описание и выбор основного оборудования 1.3 Описание компоновки оборудования 1.4 Описание газового хозяйства 1.5 Описание химической водоочистки питательной воды 1.6 Эксплуатация основного оборудования 1.7 Автоматизация тепловых процессов 2. Расчетная часть 2.1 Расчет расхода топлива 2.2 Расчет и выбор тягодутьевых машин 2.3 Расчет и выбор дымовой трубы 2.4 Расчет и выбор деаэратора питательной воды 2.5 Расчет и выбор насосов 3. Специальная часть 3.1 Годовые издержки (затраты) производства 3.1.1 Затраты на технологическое топливо 3.1.2 Цена одной тонны условного топлива 3.1.3 Затраты на покупную электрическую энергию 3.1.4 Затраты на технологическую воду 3.1.5 Затраты на оплату труда 3.2 Затраты на социальные нужды 3.3 Затраты на амортизацию основных фондов 3.4 Затраты на текущий ремонт 3.5 Прочие расходы 3.6 Суммарные расходы по котельной 3.6.1 Расходы на электроэнергию и воду (энергетические затраты) 3.6.2 Затраты на содержание персонала 3.6.3 Затраты на содержание оборудования 3.7 Расчет себестоимости тепловой энергии 3.7.1 Себестоимость топливной составляющей 3.7.2 Себестоимость составляющей затрат на покупную электроэнергии 3.7.3 Себестоимость составляющей затрат на техническую воду 3.7.4 Составляющая затрат на содержание персонала 3.8 Составляющая затрат на оборудование 3.8.1 Составляющая прочих затрат 3.9 Оценка эффективности (рентабельности) 3.10 Определение структуры затрат котельной 3.10.1 Топливная составляющая 3.10.2 Энергетическая составляющая 3.10.3 Составляющая затрат на техническую воду 3.10.4 Составляющая затрат на содержание персонала 3.10.5 Составляющая затрат на содержание оборудования 3.10.6 Составляющая прочих затрат 3.11 Расчёт абсолютных и удельных капитальных вложений 3.11.1 Расчёт абсолютных капитальных вложений 3.11.2 Расчёт удельных капитальных вложений 3.11.3 Расчёт технических показателей котельной 3.11.4 Годовой отпуск тепла потребителю 3.11.5 Годовой расход условного топлива 4. Отсутствие в течение длительного периода времени высокоманевренных энергоблоков и сохранение тенденции роста неравномерности суточного и недельного электропотребления усугубляют поставленную задачу и требуют уже в настоящее время масштабного привлечения действующих энергоблоков мощностью 150-1200 МВт с газо-мазутными и пылеугольными котлами для регулирования графиков нагрузок энергосистем. Сконденсировавшийся пар конденсатным насосом типа Кс - 320-160 подается в группу ПНД, состоящая из четырёх подогревателей низкого давления из которых ПНД1 встроен в конденсатор. После которых питательными насосами ПЭ - 380-200 дизелированная питательная вода через группу ПВД, в которую включены три подогревателя высокого давления, возвращается обратно в котел. Пар из цилиндра высокого давления первого отбора поступает на ПВД7, сконденсировавшийся пар подается на ПВД6, сюда же подается пар из ЦВД второго отбора, он конденсируется и общий поток дренажа подается в ПВД5, сюда же подаётся третий отбор из ЦСД, общий поток паро- водяной смеси сбрасывается в линию конденсата. Для осуществления предварительного прогрева паропроводов промперегрева перед пуском турбины предусмотрена РОУ-2 производительностью 60 т/час, подающая пар из паропроводов свежего пара в паропроводы «холодного» промперегрева. Все паропроводы, работающие при температуре пара 545оС, изготовлены из стали 12ХМФ, перепускные трубы ЦВД и ЦСД из стали 15Х1М1Ф. Для обеспечения расхода пара через главные паропроводы в период растопки блока и в случае сброса турбогенератором электрической нагрузки предусмотрена редукционно-охладительная установка (РОУ-1), обеспечивающая сброс пара из паропроводов пара в конденсаторы турбины. Давление пара перед турбиной 130 кгс/см Температура первичного пара перед турбиной 545 С Температура пара в контрольной ступени 515 С Давление пара на выхлопе ЦВД 27 кгс/см Температура на выхлопе ЦВД 345 С Давление пара перед ЦСД 25 кгс/см Температура пара перед ЦСД 545 С Давление пара на выхлопе ЦСД 0.23 кгс/см Температура пара на выхлопе ЦСД 207 С Давление в конденсаторе (абсолютное) 0.035 кгс/см Температура отработанного пара 30 С Температура охлаждающей воды 10 С Расход охлаждающей воды 25000 м/час Максимальный расход пара на турбину 640 т/ч Удельный расход тепла 2000 ккал/кВт.час Основным критерием, определяющим максимальную нагрузку турбины, является давление в контрольной ступени: при включённых ПВД и ПНД 205-210 МВт, 98 кгс/см; Без ПВД 200 МВт, 84 кгс/см; Без ПНД 184 МВт, 77 кгс/см; Без ПВД и ПНД 175 МВт, 64 кгс/см. Производительность котла Дпп, т/ч определяем по формуле Дпп = До?(1 ?? ?) где До - номинальный расход пара на турбину, т/ч До = 640 т/ч по тепловой схеме ?? - запас по производительности, % ? - расход пара на собственные нужды, % ?? ? = 3 % Дпп = 640?(1 0,03) = 659 т/ч По полученным результатам для каждой турбины устанавливаю по одному паровому котлу типа ПП 640 - 140 ГМ Подольского машиностроительного завода им. Орджоникидзе имеющие следующие технические хар
Вы можете ЗАГРУЗИТЬ и ПОВЫСИТЬ уникальность своей работы
