ГРЭС 1500 Мвт

другими деталями, находящимися под крышкой до тех пор, пока она не будет

перенесена на специально отведенное место. Переноску крышки цилиндра, как и

других деталей, следует производить плавно, без рывков. Стоять и проходить

под поднятым 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 на место ротора должны

производиться при помощи специально предназначенных для этой цели

приспособлений. Подъем ротора можно начинать только после проверки

правильности строповки.

При разборке автоматического стопорного клапана необходимо принять меры к

осторожному опусканию пружины, в противном случае пружина может ударить с

большой силой. При выемке клапана следует строповать за крестовины.

При работе в нижней части цилиндра низкого давления отверстие под

горловиной конденсатора должно закрываться специальными деревянными

щитами.

Зачистку гребней лабиринтовых уплотнений, во избежание ранений рук,

следует, производить в рукавицах. В случае, когда при центровке турбины

поворот ротора производят краном, нельзя становиться против натягивающего

троса.

Ремонт регенеративных подогревателей, водоподогревателей теплофикационной

установки и других теплообменных аппаратов может производиться только после

отключения их по пару и по воде и после освобождения их от воды и пара.

Отключающая арматура должна быть заперта на цепи с замком и на ней должны

быть вывешены плакаты «Не включать – работают люди». Ключи от замков должны

храниться у начальника смены и передаваться по дежурству с соответствующими

записями в журнале. Если отключающая арматура по своему состоянию не может

обеспечить надежного отключения, то на трубопроводах необходимо

устанавливать заглушки. Если снятие давления в корпусе теплообменного

аппарата или на участке трубопровода производятся путем разъема фланцевого

соединения (при отсутствии дренажных и продувочных линий), необходимо

принимать меры предосторожности. Снижение давления следует производить в

таких случаях постепенным отвинчиванием гаек без снятия их с болтов до тех

пор, пока давление не будет равно нулю, Начинать отвинчивать гайки надо со

стороны, противоположной той, на которой находится человек, производящий

эту работу,

Замки с отключающей арматуры можно снимать только после того, когда мастер

убедится в том, что все работы окончены, заглушки сняты и рабочие ушли с

ремонтируемого участка.

Подтяжку болтовых соединений после ремонта разрешается производить на

работающем аппарате или на участке трубопровода только в том случае, если

давление не превышает 3 – 4 ат,

При ремонтах задвижек и другой запорной арматуры с электроприводами

обязательно должно быть снято напряжение и удалены предохранители с цепи,

питающей электродвигатель. На ремонтируемой запорной арматуре долины быть

вывешены плакаты «Работать здесь».

Обжатие сальников без снятия давления разрешается только на трубопроводах

низкого и среднего давлений. При выполнении этой работы должен обязательно

присутствовать начальник смены.

При производстве ремонтных работ с оборудованием турбинного цеха

приходится производить работы в баках и резервуарах (баки деаэраторов,

резервные баки питательной воды и др.). Работа внутри баков и резервуаров

разрешается в том случае, если обеспечивается достаточная естественная,

или принудительная вентиляция в них. Достаточность вентиляции

устанавливается путем проверки качества воздуха в резервуаре. На работу

внутри резервуаров следует назначить не менее двух человек, один из которых

должен находиться вне резервуара и наблюдать за состоянием человека,

работающего внутри. Перед закрытием бака или резервуара после ремонта

мастер должен лично удостовериться, 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 необходимо специальным способом

проверить отсутствие там газа. Такая проверка путем бросания в канал

зажженных спичек, бумаги, пакли и т. п. не допускается . Канал перед

работой должен быть тщательно провентилирован, Если в нем будет обнаружен

газ, то работа в таком канале может производиться только в изолирующем или

шланговом противогазе.

На работу внутри каналов нужно назначать не менее двух человек: один

должен оставаться вне канала и вести наблюдение .и работающим. Перед

допуском ремонтников на работу в дренажный или спусковой канал, мастер

должен убедиться в отсутствии возможности спуска горячей воды и пара в

канал во 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 20 мин.

Через каждые 20 мин. рабочий должен иметь 20-минутный отдых.

При спуске в колодцы рабочий должен иметь предохранительный пояс и

привязанную к поясу веревку. Конец веревки должен надежно прикрепляться к

какому либо неподвижному предмету, находящемуся на поверхности вблизи

дежурного.

(л8; стр 297 – 301)

19. Мероприятия по охране окружающей среды.

Обезвреживание сточных вод систем гидрозолоудалеиия

Количество сточных вод систем ГЗУ во много раз превышает суммарный объем

всех остальных загрязненных стоков ГЭС. По этой причине очистка сточных

вод систем ГЗУ, а для оборотных систем очистка продувочной воды весьма

затруднительны. Очистка этих стоков усложняется высокой концентрацией

фторидов, мышьяка, ванадия, ртути, германия и некоторых других элементов,

обладающих токсичными свойствами. В применении к таким водам более

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; предварительная обработка с

применением окислительно-восстановительных процессов.

Наиболее проверенным методом, применяемым для удаления токсичных примесей

из сточных вод, является осаждение примесей в результате образования

малорастворимых химических соединений, или в результате их адсорбции

на поверхности образуемых в воде твердых частиц. В качестве реагента

используется, как правило, известь. При необходимости применяются

дополнительные реагенты, усиливающие процесс осаждения.

Некоторые образующиеся комплексы токсичных 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 раз превосходит санитарную норму концентрации мышьяка в

водоемах.

Для улучшения вывода мышьяка из воды одновременно с известью используют

сернокислое железо (железистый купорос) FeSO4(7H2О. При этом образуется

труднорастворимое соединение FeAsO. Этот процесс усиливается адсорбцией

мышьяка хлопьями гидрооксида железа. В результате совместной с

известкованием коагуляции можно снизить содержание мышьяка в сточной воде

ГЗУ при pH=9(10 до его ПДК в водоемах (ниже 0,05 мг/кг). Одновременно

происходит и со осаждение хрома.

Соединения фтора хорошо осаждаются при добавочном вводе хлористого

магния (MgCl2) в сточную воду. Фтор осаждается совместно с хлопьями

образующегося гидрооксида Mg(OH)2. Например, на ГРЭС, сжигающей

экибастузский уголь, оптимальными условиями для снижения концентрации

фтора являются pH=10,2(10,4 при дозе магния, равной 50 мг/кг фтора.

На ТЭС должно быть создано специальное хранилище для захоронения там

осажденных веществ из продувочных вод систем ГЗУ.

Применяется и ряд других веществ для осаждения фтора, например, на

Рефтинской ГРЭС испытана коагуляция сточных вод ГЗУ сернокислым алюминием.

При pH=4,5(5,5 и дозе сернокислого алюминия в виде безводного Al2(SO4)3,

равной 18 – 23 мг на 1 мг удаляемого фтора, его концентрация снижалась

почти до нуля.

Сорбционная очистка основана на способности сорбентов извлекать

токсичные примеси из сточных вод с образованием или без образования с

сорбентами химических соединений. Сточные воды ГЗУ содержат сорбент –

золу. В золе большинства углей содержится до 60% SiO2 и до 30% Al2O3,

которые образуют в процессе сжигания топлива алюмосиликаты. Последние

являются ионообменными материалами, способными сорбировать ионы многих

металлов. Наличие в золе недожога приводит к сорбции золой органических и

малодиссоциированных соединений из воды.

Наладка системы ГЗУ позволяет откорректировать соотношение воды и золы,

значение рН и в результате получить достаточно глубокое удаление токсичных

примесей из сточных вод ГЗУ, используя свойства золы. Благодаря такой

наладке можно избежать строительства специальных очистных сооружений.

Принципиальным решением проблемы обезвреживания сточных вод систем ГЗУ

является переход на пневматические, сухие системы транспортировки и

хранения золы и шлака с полным их использованием в народном хозяйстве.

20. Экономическая часть проекта.

Капиталовложения в головные и последующие блоки.

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

послед. 123000 млн. руб.

поправочный коэфф. на территориальный район

красноярск 1,19

Удельные вложения капитала при Крс=0; Ки1 = 0

500 мвт средн. знач. 302 тыс. руб /кВт

энергетические хар. по собствен . нуждам.

Wсн=5,0(n бл(Тр+0,029(Wв

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

данные для сравнения К сравн.сн.=6800(2,5%

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

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

Удельный расход условного топлива на отп. эл. эн.

г.у.т/кВт 333г.

красноярск – I пояс

уголь –15 тыс. руб./т.н.т

стоимость перевозки

укрупненная нома численности пром. 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 Определение среднегодовых технико-экономических показателей работы

электростанции.

Абсолютное вложение капитала в новое строительство блочной электростанции.

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

где Кг.бл - капиталовложения в головной бок, 225400 млн. руб. по ценам на

1.01.1995 г.

Кп.бл – капиталовложения в каждый последующий блок 123000 млн. руб. по

ценам на 1.01.1995 г.

nбл – количество устанавливаемых блоков - 3 шт.

Крс – коэффициент учитывающий район строительства 1,19

К1 – коэффициент учитывающий вид системы технического водоснабжения, при

прямоточной – 0,9

Ки1 – коэффициент инфляции по вложениям капитала на 1.01.2000, по отношению

к ценам на 1.01.1995 составил 6,024

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 вложение капитала 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 выработка электроэнергии ГРЭС.

Wв=Nу(hу(0,001 тыс. МВт(ч

где Nу – установленная мощность станции МВт.

hу – годовое число часов использования установленной мощности 6800 ч.

Wв=1500(6800(0,001= 10200 тыс. МВт(ч

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды

Определяется по энергетической характеристике, в зависимости от мощности

энергоблока и вида сжигаемого топлива.

Wсн=5,0(n бл(Тр+0,029(Wв

где nбл – число установленных блоков;

Тр – число часов работы блока в 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 отпуск электроэнергии с шин электростанции

Wо=Wв-Wсн тыс МВт(ч

Wо=10200-400,8= 9799,2 тыс МВт(ч

Годовой расход условного топлива

Вг.у = n(Qту.max(1,006 (4,19/10і(Тр г/МДж

(ка(Qраб. усл.

Где n – число котлов;

Qту - расход тепла на турбоустановку;

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

кДж;

(ка – КПД котлоагрегата;

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

Вг.у = n(4164860000 (1,006 (4,19/10і(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 расход натурального топлива:

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

Qр.н

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

(пот – норма потерь 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 по отпуску электрической энергии:

(э.отп=123/bу(100=123/333=0,37(100=37%

где bу – удельный расход условного топлива.

20.3 Проектная себестоимость электроэнергии отпущенной с шин ГРЭС

Топливо на технологические цели:

Для станций сжигающих твердое топливо затраты на топливо определяются по

формуле:

Итоп=(Цпр+Цтр)(Вгн

где Цпр – оптовая цена одной тонны натурального топлива 15

руб/т.(Ки=15(6,024=90руб./т.

Цтр – стоимость транспортировки одной тонны угля по железной 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 на вспомогательные цели:

Учитывается стоимость покупки сырья, материалов, стоимость износа средств

не относящихся к основным, износа инвентаря, приборов спецодежды, и др.:

Ивм=Нвм(Nу(Ки (0,001

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

Nу – установленная мощность станции 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 сторонних организаций по перевозке

грузов внутри предприятия, услуги водоканала, и другие услуги и работы не

относящиеся к основному виду деятельности , и выполняемые сторонними

организациями.

Иус= Нус(Nу(Ки(0.001 млн. руб./год

где Нус – коэффициент стоимости работ и услуг производственного характера,

для станции работающей на каменном угле 0,018 руб/кВт

Nу – установленная мощность станции 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 =(Пл.в.б(Ки

где (Пл.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 тарифная ставка рабочего первого разряда

электростанции, равная 3-м минимальным месячным оплатам труда (ММЗ). Где

ММЗ = 84,5 руб./мес.

Ст(I)=ММЗ(3=84,5(3=253 руб./мес

Кt.ср – средний тарифный коэффициент по промышленно производственному

персоналу, принимается 2,2

Крр.ср. – средний коэффициент, учитывающий доплаты за многосменный режим

работы, условия труда, и другие компенсационные выплаты, принимается 1,26

Кср.пр - средний коэффициент, учитывающий стимулирующие виды доплат,

принимаем 2,5

Кр.зп районный коэффициент к заработной плате, принимаем 1,25

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 себестоимости продукции:

Иот=ФОТ=Чппп( ФОТ.г.чел.

где Чппп – численность промышленно-производственного персонала, 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, 3041,3 млн.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 в целом 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 видов ремонтов.

Фрем=Нср.рф./100(Сф

где Нср.рф. средний норматив отчислений времонтный фонд в целом 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(Кст млн.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 шин электростанции:

Sо.э.=И/Wо руб./кВт(ч

где И – издержки производства, руб.

Wо – отпуск электроэнергии кВт(ч

Sо.э= 1387100000/9799200000=0,14 руб./кВт(ч

Сводная таблица технико-экономических показателей.

таблица 20.1

|Наименование показателя |условное |единица |величина |

| |обозначение|измерения | |

|Тип и количество | |К-500-240 |3 |

|устанавливаемого | | | |

|оборудования. | |П-57 |3 |

|Вид топлива |Экибастузский каменный уголь |

|Установленная мощность |N |МВт |1500 |

|станции | | | |

|Годовое число часов |hу |ч |6800 |

|использования установленной | | | |

|мощности | | | |

|Максимальная электрическая | | |1410 |

|нагрузка | | | |

|Расход электрической энергии |Wсн |тыс. МВт(ч |400,8 |

|на собственные нужды | | | |

|удельный расход условного |bу |г. |333 |

|топлива | | | |

|удельные капиталовложения | |тыс. руб /кВт|2,02 |

|удельная численность |Чэкс | | |

|эксплуатационного персонала | | | |

|удельная численность |Чппп |чел/МВт |1,0 |

|промышленно производственного| | | |

|персонала | | | |

|себестоимость единицы |руб/кВт(ч |Sэ.отп |0,14 |

|электрической энергии | | | |

|Цена условного топлива |руб/т |Цу.т |317 |

20.2 Таблица-структура себестоимости электрической энергии на ГРЭС

|Наименование статей |Годовые |структура |себестоимость |

|затрат |издержки |затрат |электроэнергии |

| |производства |% |Sо.э руб/квт(ч |

| |Иi | | |

| |млн.руб/год | | |

|материальные затраты,|1092 |78,725 |0,111 |

|в т.ч топливо на | | | |

|технологические цели.| | | |

|затраты на оплату |39,52 |2,85 |0,004 |

|труда | | | |

|отчисления на |15,4 |1,11 |0,0015 |

|социальные нужды | | | |

|амортизация основных |93 |6,7 |0,0094 |

|фондов | | | |

|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 турбина К-500-240 ХТГЗ М.: «Энергоатомиздат» 1984.

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

4 – л5 Аэродинамический расчет 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 атомные электрические станции М; «Энергоатомиздат»,

1989

8 –л8 Рудаков А. Ремонт тепловых двигателей.

9. – л9 Насосное оборудование ТЭС;

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

11. л.11 Жабо. Охрана окружающей среды на ТЭС.

12. л. 12. Методические указания. Экономический расчет, в курсовом и

дипломном проектировании. Иваново 1996 год.

13 Ривкин. А. Теплофизические свойства воды и водяного пара.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5