Введение 5
1 Технико-экономическое обоснование реконструкции Красноярской
ГРЭС-2 8
1.1 Анализ работы турбины ПТ-60-90/13, актуализация ее
реконструкции 8
1.1.1 Литые корпусные детали СК, РК, ЦВД 9
1.1.2 Перепускные трубы ВД 9
1.1.3 Ротор высокого давления 10
1.1.4 Статорные узлы ЦВД 10
1.1.5 Ротор низкого давления 10
1.1.6 Статорные узлы ЦНД 11
1.1.7 Система регулирования, органы парораспределения 11
1.1.8 Муфта РВД-РНД 12
1.1.9 Подшипники 12
1.1.10 Вибрационное состояние 12
1.1.11 Общие выводы по турбине ПТ60-90 13
1.2 Выбор состава основного оборудования 14
1.3 Турбина Т-50-8,8 основные параметры 16
1.4 Типовые проблемы и повреждения турбины 17
2 Расчёт тепловой схемы турбины Т-50-8.8 19
2.1 Расчёт сетевого подогревателя 21
2.2 Построение процесса расширения пара i-s диаграмме 22
2.3 Определение параметров по элементам схемы 23
2.4 Определение предварительного расхода пара на турбину 24
2.5 Баланс пара и конденсата 27
2.6 Расчёт расширителя непрерывной продувки 28
2.7 Расчёт регенеративной схемы ПВД 31
2.8 Расчёт деаэратора 32
2.9 Расчёт регенеративной схемы ПНД 33
2.10 Расчёт технико-экономических показателей работы блока 35
3 Выбор вспомогательного оборудования 38
3.1 Выбор питательных насосов 38
3.2 Выбор конденсатных насосов 41
3.3 Выбор циркуляционных насосов 42
3.4 Выбор сетевых насосов 44
3.5 Выбор регенеративных подогревателей 45
3.6 Выбор деаэратора 46
4 Генеральный план 47
4.1 Компоновка главного корпуса 47
5 Экономическая часть 51
5.1 Определение чистого дохода 51
5.1.1 Определение ежегодных издержек, связных с эксплуатацией ..51
5.1.2 Расчёт затрат на топливо 51
5.1.3 Расходы на оплату труды 53
5.1.4 Амортизационные отчисления 53
5.1.5 Расходы по ремонту и обслуживанию 54
5.1.6 Прочие расходы 54
5.1.7 Расчет себестоимости проекта 54
5.1.8 Расчёт себестоимости проекта 55
5.2 Срок окупаемости проекта 56
6 Построение диаграмма режимов 59
6.1 Предварительный расчет 59
6.2 Линия постоянных отборов 63
6.3 Построение линии при Dk=const 66
6.4 Определение теплофикационной и конденсатной мощности
турбины 68
Заключение 70
Список используемых источников 71
Красноярская ГРЭС-2 расположена в г. Зеленогорске в 167 км на восток от г. Красноярска. Установленная электрическая мощность станции 1 250 МВт, тепловая (по турбоагрегатам) - 976 Гкал/час. Основным топливом является бурый уголь Ирша-Бородинского разреза Канско-Ачинского угольного бассейна марки 2БР. Резервное топливо - не предусмотрено; растопочное топливо - мазут. В конкурентном окружении присутствуют ГЭС Ангаро-Енисейского Каскада (регулирующая и базовая нагрузка), эффективная тепловая генерация Назаровской ГРЭС (блок 500 МВт), Березовской ГРЭС, станции бывшего Кузбассэнерго. Загрузка станции во многом зависит от сезонных факторов, таких как уровень воды в водохранилищах, температуры воздуха. В 2009 году после аварии на Саяно¬Шушенской ГЭС выработка Красноярской ГРЭС-2 демонстрировала устойчивый рост, связанный с возникшей нехваткой мощностей в ОЭС Сибири.
Производство электроэнергии Красноярской ГРЭС-2 в 2017 году составило 5,2 млрд.кВт.ч, что на 9,3% больше, чем за аналогичный период 2016 года и на 4,1% выше показателей бизнес-плана. Коэффициент использования установочной мощности составил 47,2%. Отпуск тепла с коллекторов электростанции 947.7 тыс.Гкал, что на 9,4% меньше показателей 2016 года. Это связанно с тем, что среднегодовая температура наружного воздуха за 2017 год была 2,310С, что на 2,150С выше, чем в прошлом году. Задания ОДУ Сибири выполнялись в полном объёме. Параметры горячей воды полностью соответствовали заданиям диспетчера муниципального предприятия тепловых сетей г. Зеленогорска. У Красноярской ГРЭС-2 существует сезонное ограничение мощности от 15 до 30 МВт.
- с января по май - 20 МВт (1,6% от установленной мощности)
- с июня по август - 30 МВт (2,4 % от установленной мощности)
- сентябрь - 16 МВт (1,2% от установленной мощности)
- с октября по декабрь - 21 МВт (1,7% от установленной мощности) Ограничения связаны с недостаточностью тепловых нагрузок турбин типа ПТ ст. № 9, 10 (из-за отсутствия потребителя пара и конструктивных особенностей эксплуатируемых агрегатов).
На станции были введены в эксплуатацию 10 турбоустановок общей электрической мощностью 1 410 МВт, из которых ст. №№ 1, 2 и 4 были реконструированы в 1986 г., в 1985 г. и в 1989 г. соответственно с заменой ЦВСД для восстановления ресурса и увеличения мощности (таблица 1). В 1991 г. на станцию ОАО «Турбоатомом» был поставлен комплект модернизированных узлов турбины К-160-130-2ПР2 для технического перевооружения турбины ст. № 3, высокотемпературные узлы которой отработали свой ресурс, однако до конца смонтирован не был и в настоящее время находится в длительном хранении.
В данной выпускной квалификационной работе была проведена работа по модернизации Красноярской ГРЭС-2. Замена выработавшей свой ресурс турбины ПТ-60-90/13 на турбину Т-50-8,8. Проведен тепловой расчет тепловой схемы турбины, сделан выбор вспомогательного оборудования.
Государственная программа «ДПМ-штрих» дает реальные шансы провести реконструкцию в самое ближайшее время. А после реконструкции обеспечить максимальный спрос на вырабатываемую электроэнергию.
По результатам расчетов произведена оценка эффективности реконструкции, срок окупаемости составляет 4.5 года.
В данной работе рассмотрели вопросы охраны труда производственной санитарии и промышленной безопасности.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
