📄Работа №151654
Тема: Проект расширения Красноярской ТЭЦ-1
Тип работы
Бакалаврская работа
Предмет
теплоэнергетика
Объем:
96 листов
Год:
2020
Просмотров:
200
4800
руб.
🛒 Купить работу
Не подходит эта работа?
Закажите новую по вашим требованиям
Узнать цену на написание
Закажите новую по вашим требованиям
Представленный материал является образцом учебного исследования, примером структуры и содержания учебного исследования по заявленной теме. Размещён исключительно в информационных и ознакомительных целях.
Workspay.ru оказывает информационные услуги по сбору, обработке и структурированию материалов в соответствии с требованиями заказчика.
Размещение материала не означает публикацию произведения впервые и не предполагает передачу исключительных авторских прав третьим лицам.
Материал не предназначен для дословной сдачи в образовательные организации и требует самостоятельной переработки с соблюдением законодательства Российской Федерации об авторском праве и принципов академической добросовестности.
Авторские права на исходные материалы принадлежат их законным правообладателям. В случае возникновения вопросов, связанных с размещённым материалом, просим направить обращение через форму обратной связи.
Настоящий учебно-методический информационный материал размещён в ознакомительных и исследовательских целях и представляет собой пример учебного исследования. Не является готовым научным трудом и требует самостоятельной переработки.
📋 Содержание
Реферат 3
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Технико-экономическое обоснование12
1.1 Литературный обзор 12
1.1.1 ПТУ с ВЦГ 12
1.1.2 АЭС 14
1.1.3 Теплофикационные турбины на СКП 17
1.2 Экономическое обоснование состава оборудования 20
2 Расчетная часть 22
2.1 Расчет тепловой схемы 22
2.1.1 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету 22
2.1.2 Расчет установки по подогреву сетевой воды 24
3.1.3 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме 27
2.1.4 Определение параметров по элементам схемы 31
2.1.5 Определение предварительного расхода пара на турбину 34
2.1.6 баланс пара и конденсата 35
2.1.7 Расход пара на турбопривод 36
2.1.8 Расчет регенеративной схемы (ПВД) 36
2.1.9 Расчет деаэратора 39
2.1.10 Расчет регенеративной схемы (ПНД) 40
2.2 Расчет технико-экономических показателей 43
3 Общая часть 48
3.1 Выбор паровых котлов 48
3.2 Выбор вспомогательного оборудования 49
3.2.1 Регенеративные подогреватели 49
3.2.2 Деаэратор 50
3.2.3 Сетевые подогреватели 51
3.2.4 Выбор питательных насосов 51
3.2.5 Выбор конденсатных насосов 52
3.2.6 Выбор циркуляционных насосов 53
3.2.7 Выбор сетевых насосов 53
3.2.8 Сливные насосы 54
3.2.9 Маслосистема турбогенератора 54
3.2.10 Система регулирования турбины 56
3.3 Генеральный план 56
3.4 Компоновка главного корпуса 57
4 Проектирование топливного хозяйства 58
4.1 Определение КПД котельного агрегата и расхода топлива 58
4.2 Приемные разгрузочные устройства 61
4.3 Ленточные конвейеры 62
4.4 Дробилки 63
4.5 Топливный склад 64
4.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления 65
4.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы 65
5 Охрана окружающей среды 67
5.1 Золоулавливание 67
5.2 Золоудаление 69
5.3 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы 70
5.4 Водоснабжение 73
6 Экономическая часть 77
6.1 Капитальные вложения 77
6.2 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией 77
6.3 Расчёт себестоимости единицы тепловой и электрической энергии 79
6.4 Оценка экономической эффективности капитальных вложений 81
6.5 Оценка коммерческой эффективности проекта 83
6.6 Анализ чувствительности и анализ безубыточности 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 89
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 90
ВВЕДЕНИЕ 5
1 Технико-экономическое обоснование12
1.1 Литературный обзор 12
1.1.1 ПТУ с ВЦГ 12
1.1.2 АЭС 14
1.1.3 Теплофикационные турбины на СКП 17
1.2 Экономическое обоснование состава оборудования 20
2 Расчетная часть 22
2.1 Расчет тепловой схемы 22
2.1.1 Описание тепловой схемы и подготовка данных к расчету 22
2.1.2 Расчет установки по подогреву сетевой воды 24
3.1.3 Построение процесса расширения пара на i-s диаграмме 27
2.1.4 Определение параметров по элементам схемы 31
2.1.5 Определение предварительного расхода пара на турбину 34
2.1.6 баланс пара и конденсата 35
2.1.7 Расход пара на турбопривод 36
2.1.8 Расчет регенеративной схемы (ПВД) 36
2.1.9 Расчет деаэратора 39
2.1.10 Расчет регенеративной схемы (ПНД) 40
2.2 Расчет технико-экономических показателей 43
3 Общая часть 48
3.1 Выбор паровых котлов 48
3.2 Выбор вспомогательного оборудования 49
3.2.1 Регенеративные подогреватели 49
3.2.2 Деаэратор 50
3.2.3 Сетевые подогреватели 51
3.2.4 Выбор питательных насосов 51
3.2.5 Выбор конденсатных насосов 52
3.2.6 Выбор циркуляционных насосов 53
3.2.7 Выбор сетевых насосов 53
3.2.8 Сливные насосы 54
3.2.9 Маслосистема турбогенератора 54
3.2.10 Система регулирования турбины 56
3.3 Генеральный план 56
3.4 Компоновка главного корпуса 57
4 Проектирование топливного хозяйства 58
4.1 Определение КПД котельного агрегата и расхода топлива 58
4.2 Приемные разгрузочные устройства 61
4.3 Ленточные конвейеры 62
4.4 Дробилки 63
4.5 Топливный склад 64
4.6 Выбор механизмов системы пылеприготовления 65
4.7 Дутьевые вентиляторы и дымососы 65
5 Охрана окружающей среды 67
5.1 Золоулавливание 67
5.2 Золоудаление 69
5.3 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы 70
5.4 Водоснабжение 73
6 Экономическая часть 77
6.1 Капитальные вложения 77
6.2 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией 77
6.3 Расчёт себестоимости единицы тепловой и электрической энергии 79
6.4 Оценка экономической эффективности капитальных вложений 81
6.5 Оценка коммерческой эффективности проекта 83
6.6 Анализ чувствительности и анализ безубыточности 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 89
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 90
📖 Введение
Российская теплоэнергетика характеризуется использованием довольно устаревшего оборудования. В последние годы вопрос обновления ТЭС поднимается наиболее часто. Если взглянуть на динамику изменения среднего срока службы основного оборудования (рисунок 1), то можно отметить что к 2014 году, среднее число лет эксплуатации котлоагрегатов составляет 43 года, а турбоагрегатов - 34 года, что, как видно ниже, превышает их проектный ресурс. Как сказано в Энергетической стратегии развития до 2035 года, в электроэнергетической и теплоэнергетической отрасли необходимо решить отраслевую задачу:
Вывод из эксплуатации экономически неэффективного, физически и морально устаревшего энергетического оборудования с введением необходимого объема новых мощностей преимущественно на базе использования отечественных технологий и оборудования, и с сохранением приоритета выработки электрической и тепловой энергии в комбинированном режиме.
Так же там сказано, что в целях стимулирования вывода из эксплуатации, устаревшего морально, и физически, оборудования потребуется усиление ограничений по использованию не отвечающего современным требованиям оборудования, в технологическом и экологическом плане.
Как замечено в статье, из тысячи теплофикационных турбин, которые на данный момент установленных на ТЭС, 820 единиц теплотехнического оборудования, находятся в эксплуатации более 30 лет, а 600 единиц теплотехнического оборудования отработали больше 40 лет и требует замены в ближайшее время. ТЭЦ-1 города Красноярска, на данный момент одна из старейших ТЭЦ Сибири, и возраст большей части оборудования давно превысил свой проектный ресурс. Вместо полного обновления, станция занимается капитальными ремонтами, продлевая срок жизни оборудования. Такой подход полностью противоречит задачам Стратегии, обозначенным выше. Ниже более подробна рассмотрена сама станция, и предложены варианты решения, удовлетворяющие Стратегии развития.
Красноярская ТЭЦ-1 была введена в эксплуатацию 16 мая 1943 года.ТЭЦ-1 - одна из крупнейших станций Сибирской генерирующей компании по установленной тепловой мощности, составляющей 1677 Гкал/ч. Установленная электрическая мощность станции - 485,9 МВт. На Красноярской ТЭЦ-1 установлено 17 котлов и 10 турбин (рисунок 2). В эксплуатации находится 4 котлоагрегата с паропроизводительностью 230 т/ч каждый, 9 котлоагрегатов с паропроизводительностью 220 т/ч, 4 котлоагрегата с паропроизводительностью 270 т/ч, 4 турбины мощностью 25 МВт каждая, 2 турбины мощностью - 60 МВт, 1 турбина мощностью - 64,9 МВт, 1 турбина - 87 МВт, 2 турбины - 57 МВт.
Электростанция может работать как в теплофикационном режиме, так и в режиме комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Станция работает на угле Бородинского разреза. Растопочного топлива нет. Уголь поставляется с разреза железнодорожным транспортом.
...
Вывод из эксплуатации экономически неэффективного, физически и морально устаревшего энергетического оборудования с введением необходимого объема новых мощностей преимущественно на базе использования отечественных технологий и оборудования, и с сохранением приоритета выработки электрической и тепловой энергии в комбинированном режиме.
Так же там сказано, что в целях стимулирования вывода из эксплуатации, устаревшего морально, и физически, оборудования потребуется усиление ограничений по использованию не отвечающего современным требованиям оборудования, в технологическом и экологическом плане.
Как замечено в статье, из тысячи теплофикационных турбин, которые на данный момент установленных на ТЭС, 820 единиц теплотехнического оборудования, находятся в эксплуатации более 30 лет, а 600 единиц теплотехнического оборудования отработали больше 40 лет и требует замены в ближайшее время. ТЭЦ-1 города Красноярска, на данный момент одна из старейших ТЭЦ Сибири, и возраст большей части оборудования давно превысил свой проектный ресурс. Вместо полного обновления, станция занимается капитальными ремонтами, продлевая срок жизни оборудования. Такой подход полностью противоречит задачам Стратегии, обозначенным выше. Ниже более подробна рассмотрена сама станция, и предложены варианты решения, удовлетворяющие Стратегии развития.
Красноярская ТЭЦ-1 была введена в эксплуатацию 16 мая 1943 года.ТЭЦ-1 - одна из крупнейших станций Сибирской генерирующей компании по установленной тепловой мощности, составляющей 1677 Гкал/ч. Установленная электрическая мощность станции - 485,9 МВт. На Красноярской ТЭЦ-1 установлено 17 котлов и 10 турбин (рисунок 2). В эксплуатации находится 4 котлоагрегата с паропроизводительностью 230 т/ч каждый, 9 котлоагрегатов с паропроизводительностью 220 т/ч, 4 котлоагрегата с паропроизводительностью 270 т/ч, 4 турбины мощностью 25 МВт каждая, 2 турбины мощностью - 60 МВт, 1 турбина мощностью - 64,9 МВт, 1 турбина - 87 МВт, 2 турбины - 57 МВт.
Электростанция может работать как в теплофикационном режиме, так и в режиме комбинированной выработки тепла и электроэнергии. Станция работает на угле Бородинского разреза. Растопочного топлива нет. Уголь поставляется с разреза железнодорожным транспортом.
...
✅ Заключение
В данной выпускной квалифицированной работе был разработан проект строительства ТЭЦ мощностью 1140 МВт, который заменит уже существующую ТЭЦ-1 в городе Красноярске. Был произведён обзор существующей станции, в результате которого продемонстрировано, что оборудование на станции устарело, и требует полного обновления, что соответствует задачам энергетической стратегии России до 2035 года. Был проведен литературный обзор, и технико-экономическое обоснование по методу приведённых затрат, в результате которого было выбрано 4 блока с турбинами Т-285/335-240.
В экономической части были определены себестоимости тепловой и электрической энергии, а также срок окупаемости капитальных вложений. Капитальные вложения в ТЭЦ окупается на восьмой год эксплуатации. Также в экономической части был проведен анализ чувствительности, который показывает изменение чистого дисконтированного дохода от изменения цены топлива, и капитальных вложений.
В расчетной части дипломного проекта были произведены следующие расчеты:
расчет принципиальной тепловой схемы;
расчет технико-экономических показателей проектируемой станции, и сравнение их с существующими;
выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС;
Расчет топливного хозяйства;
Разработан генеральный план, система технического водоснабжения, а также компоновка главного корпуса. Также в выпускной квалифицированной работе были рассмотрены вопросы охраны окружающей среды. Рассчитаны выбросы вредных веществ в окружающую среду, выбран электрофильтр.
В экономической части были определены себестоимости тепловой и электрической энергии, а также срок окупаемости капитальных вложений. Капитальные вложения в ТЭЦ окупается на восьмой год эксплуатации. Также в экономической части был проведен анализ чувствительности, который показывает изменение чистого дисконтированного дохода от изменения цены топлива, и капитальных вложений.
В расчетной части дипломного проекта были произведены следующие расчеты:
расчет принципиальной тепловой схемы;
расчет технико-экономических показателей проектируемой станции, и сравнение их с существующими;
выбор вспомогательного оборудования в пределах ПТС;
Расчет топливного хозяйства;
Разработан генеральный план, система технического водоснабжения, а также компоновка главного корпуса. Также в выпускной квалифицированной работе были рассмотрены вопросы охраны окружающей среды. Рассчитаны выбросы вредных веществ в окружающую среду, выбран электрофильтр.
ИЛИ
Поиск аналога
📕 Список литературы
🖼 Скриншоты
🛒 Оформить заказ
⚡ Работу высылаем в течении 5 минут после оплаты.