Дипломная работа: Тепловая часть ГРЭС 1000 МВт

 (2.48)

давление в деаэраторе,  МПа

 сопротивление водяного тракта до входа в ПН,  МПа

 высота столба воды на всасываемой стороне насоса,  м

 плотность воды до входа в питательный насос,  т/м3

 

 МПа

 МПа

Производительность питательных насосов,  определяется по формуле:

 (2.49)

 тонн/час

Принимаю к установке два рабочих и один резервный питательный насос типа ПЭ – 380 – 200, с техническими характеристиками:

подача – 380 м3/ч,

напор – 200 м,

мощность электродвигателя – 2670 кВт.

Расчет и выбор циркуляционного насоса

Напор циркуляционного насоса , м определяется по формуле:

 (2.50)

высота подъема воды до конденсаторов,  м.в.с.

 гидравлическое сопротивление водоводов,  м

 гидравлическое сопротивление конденсатора,  кПа

 

 м. в. ст.

Производительность циркуляционных насосов, определяется по формуле:

 (2.51)

n – количество турбин, n = 3

 расход охлаждающей воды на конденсаторы,  м3/ч

 расход воды на газоохладитель, м3/ч определяется по формуле:

 (2.52)

 м3/ч

 расход воды на маслоохладитель, м3/ч определяется по формуле:

 (2.53)

 м3/ч

 расход воды на подшипники, м3/ч определяется по формуле:

 (2.54)

 м3/ч

 

 м3/ч

Устанавливаю на береговой насосной без резерва 4 циркуляционных насоса, типа ОПВ 3 – 110 с техническими характеристиками:

подача 14400 – 22500 м3/ч,

напор 23,0 – 15,0 м,

потребляемая мощность 905-1368 кВт.

3. Специальная часть

Деаэраторы состоят из деаэрационной колонки и деаэрационного бака.

Колонки устанавливаются непосредственно на баках.

Термический способ деаэрации воды основан на свойствах кислорода и углекислого газа, снижать степень растворимости по мере повышения температуры воды вплоть до кипения.

Химически очищенная вода подаётся в верхнюю часть колонки деаэратора и сливается струями через отверстия в специальных тарелках, расположены внутри колонки. В нижнюю часть колонки через парораспределительный коллектор поступает пар, который проходит в верхнюю часть колонки, омывает при этом струи воды и нагревает её до температуры 158 градусов, с давлением 5 ати. Деаэрированная вода сливается в бак.

3.1 Годовые издержки (затраты) производства

3.1.1 Затраты на технологическое топливо

Итопл= В*Цтопл, тыс.руб.

где Цтопл (газ) =2077тыс.руб.

Итопл =1,18*2077=245086 тыс.руб.

3.1.2 Цена одной тонны условного топлива

Цут = , руб/т.у.т.

Цут= = 1667,25 руб/т.у.т.

3.1.3 Затраты на покупную электрическую энергию

Иээ=N*hгод*Сээ, тыс.руб.

где N-мощность электрической энергии двигателей, определяется по формуле:

N=сн*Nуст, кВт

сн –коэффициент мощности на собственные нужды котельной, принимается в соответствии с [1, с.7]

сн=15 кВт/МВт

N=15*120=1800 кВт

Сээ- это цена (тариф) одного кВт/ч

Сээ- 2,5руб. (за 1 кВт/ч)

Иээ=1800*8760*2,5=39420 тыс. руб.

3.1.4 Затраты на технологическую воду

Ивод=Д*hгод*Свод*Ки, тыс.руб.

где Д- часовой расход пара на один котел, т/ч

Д=8 т/ч

Свод- цена за одну тонну сырой воды

Свод=282 руб. за тонну

Ивод= (2*8*8760*282*1,155)=456515,5 тыс. руб.

3.1.5 Затраты на оплату труда

Иот=Чпп*ЗПср, тыс. руб.

где Чпп- численность промышленного персонала

Чпп=* Nуст

где - удельная численность персонала, чел/МВт [1,с.8]

=0,7 чел/МВт.

=0,7*120=84 чел.

ЗПср- средняя заработная плата на одного рабочего

ЗПср=ФОТн*12*Rpзп, руб

ФОТн - нормируемый фонд оплаты труда

ФОТн=6*ЗПmin*Кэ, руб/мес

где ЗПmin- минимальная заработная плата установленная правительством

(1 янв. 2008г.)

ЗПmin=1200 руб/мес

Кэ- повышающий тарифный коэффициент в энергетике, принимаем 2 согласно [1,c8]

Кэ=2

- районный коэффициент по заработной плате [1,с.9]

=0,9

ФОТн=6*1200*2=14400 руб/мес.

ЗПср=14400*12*0,9=155520 руб.

Иот= 84*155520=13062тыс. руб.

3.2 Затраты на социальные нужды

Исн=* Иот, тыс. руб.

Нсн- норматив отчислений на социальные нужды, 26,3% на (1 янв. 2008г.)

Нсн=26,3%

Исн=*977040=256961,52 тыс. руб.

3.3 Затраты на амортизацию основных фондов

Иам=*Сф+*Сстр, тыс. руб.

где На1- норма амортизации оборудования, %[1,c.10]

На1=8,5%

На2- норма амортизации на строительные работы, %[1,c.10]

На2=3%

Сф- стоимость основных производственных фондов оборудования, тыс. руб.

Сф=*Ккот, тыс. руб.

Сстр- стоимость строительных работ, тыс. руб.

Сстр= αстр* Ккот

αстр- норматив затрат на строительство, % [1.c9]

αстр=35%=0,35

Сстр=0,35*7528500=2634975 тыс. руб.

Сф=0,9*7528500=6775650 тыс. руб.

Иам=*6775650+*2634975 =654979,5 тыс. руб.

3.4 Затраты на текущий ремонт

Ит.р.=Нт.р.* Нам, тыс. руб.

где Нт.р.- норматив затрат на текущий ремонт [1,c.10]

Нт.р=20%=0,2

Ит.р.=0,2*654979,5=130995,9 тыс. руб.

3.5 Прочие расходы

Ипр=Нпр*(Иам*+Иот+Исн+Ит.р.)

где Нпр- норматив прочих затрат, %[1,c.10]

Нпр=30%=0,3

Ипр=0,3*(654979,5+977040+256961,52+130995,9)= 605993,076 тыс. руб.

3.6 Суммарные расходы по котельной

Икот= Итоп + Иээ + Ивод + Иот + Исн + Иам + Итр + Ипр

Икот=2450,86+79494687,3+28032000+977040+256961,52 +654979,5 +130995,9 +605993,076

Икот=110155108,156

3.6.1 Расходы на электроэнергию и воду (энергетические затраты)

Иэн=Ивод+Иээ, тыс. руб.

Иэн=28032000+79494687,3=107526687,3тыс. руб.

3.6.2 Затраты на содержание персонала

Иперс= Иот+Исн, тыс. руб.

Иперс=977040+256961,52 =1234001,52тыс. руб.

3.6.3 Затраты на содержание оборудования

Иобор=Иам+Ит.р., тыс. руб.

Иобор=654979,5 +130995,9 =785975,4тыс. руб.

3.7 Расчет себестоимости тепловой энергии

Sотп=, руб/ГДж.

Sотп==188,4руб/ГДж.

3.7.1 Себестоимость топливной составляющей

S=, руб/ГДж.

S==162,9 руб/ГДж.

3.7.2 Себестоимость составляющей затрат на покупную электроэнергии

S=, руб/ГДж.

S==6,75 руб/ГДж.

3.7.3 Себестоимость составляющей затрат на техническую воду

S= ==78,25 руб/ГДж.

3.7.4 Составляющая затрат на содержание персонала

S=, руб/ГДж.

S==2,83 руб/ГДж.

3.8 Составляющая затрат на оборудование

S=, руб/ГДж.

S==25,9 руб/ГДж.

3.8.1 Составляющая прочих затрат

S=, руб/ГДж.

S==8,62 руб/ГДж.

3.9 Оценка эффективности (рентабельности)

Rк=*100, %

где Цт- средний тариф на тепловую энергию по энергосистеме в зоне планируемого строительства котельной, руб/ГДж.

Цт=1.1*Sотп, руб/ГДж.

Цт=1.1*123405=135746,4 руб/ГДж.

Rк=*100=70%.

Вывод. Доход превышает расходы котельной. Срок окупаемости 1,5 года.

3.10 Определение структуры затрат котельной

3.10.1 Топливная составляющая

=*100, %

=*100=47,8 %.

3.10.2 Энергетическая составляющая

=*100, %

=*100=2,9 %.

3.10.3 Составляющая затрат на техническую воду

=*100, %

=*100=33,4 %.

3.10.4 Составляющая затрат на содержание персонала

=*100, %

=*100=1,2 %.

3.10.5 Составляющая затрат на содержание оборудования

=*100, %

=*100=11 %.

3.10.6 Составляющая прочих затрат

=*100, %

=*100=3,7 %.

(Сϑ)В =  oС

HОВ = 9,68163,2=1579,3 кДж/кг

Hух = 1818+ (1,31 – 1)×1579,3 = 2307,5 кДж/кг

Определение тепловых потерь котла

Потери тепла от механического недожога q4 = 0 %, т.к. Ап<6

Потери тепла от химического недожога q3 = 0,5 %

Потери тепла со шлаками q6 = 0 %.

Потери тепла в окружающую среду через обшивку котла q5=0,3%

Потеря тепла с уходящими газами q2 определяется по формуле:

 (2.10)

НОХВ - энтальпия холодного воздуха, кДж/кг определяется по формуле:

НОХВ=39,8×VО (2.11)

НОХВ=39,8×9,68

НОХВ=385 кДж/кг

 

 = 4,9 %

Коэффициент полезного действия (брутто) котельного агрегата ηКА ,% определяется по формуле:

ηКА=100 –(q2+q3+q4+q5+q6) (2.12)

ηКА=100 –(5,41+0,5+0+0,53+0)

ηКА=94,26 %

Полное количество теплоты, полезно отданное в котле

QКА –полезное количество теплоты, полезно отданное в котле, кДж/ч определяется по формуле:

3.11 Расчёт абсолютных и удельных капитальных вложений

3.11.1 Расчёт абсолютных капитальных вложений

Ккот=(+*(Пвк-1)++*(Ппк-1)*Кст.р*Ки ,тыс. руб.

где  - капитальные вложения в головной водогрейный котёл, тыс.руб.

 - капитальные вложения в последующие водогрейные котлы ,тыс.руб.

 - капитальные вложения в головной паровой котёл, тыс.руб.

 - капитальные вложения в последующие паровые котлы ,тыс.руб.

Пвк- количество водогрейных котлов ,шт.

Ппк- количество паровых котлов ,шт.

Кст.р- коэффициент, учитывающий район строительства,

Ки- коэффициент инфляций

Данные для расчёта капитальных вложений приведены в таблицу 1.

Таблица 1- Абсолютные капитальные вложения в строительство котельной.

Тип котла	КПД, %	, тыс. руб.	, , тыс. руб.
Водогрейный котёл КВ-ТС – 50- 150	85,2	34200	18000
Паровой котёл ДКВР-4	93	6408	3096

В рассматриваемой котельной принимается два паровых и два водогрейных котла.

Коэффициент учитывающий район строительства в соответствии с для Волгоградской, Кировской области, Чувашии Кст.р=1,02

Коэффициент инфляций на 1 января 2008г. Ки=23.

Ккот= (34200+18000*(2-1)+6408+3096*(2-1))*1,51*23 =1447,6 тыс.руб. 

3.11.2 Расчёт удельных капитальных вложений

КУД=, руб./кВт

где Nуст - установленная мощность (производительность) котельной; МВт

Nуст=120 МВт

КУД= руб./кВт

3.11.3 Расчёт технических показателей котельной

Годовая выработка тепла

а) для водогрейных котлов

=Qпр*hотоп., тыс. ГДж/год

где Qпр- - производительность котельной, ГДж/ч

hотоп.- число часов отопительной нагрузки (5760), ч/год

hгод – число часов в году (8760), ч/год

=432*5760=2488,3 тыс. ГДж/год

б)для паровых котлов

=Qпр*hгод. ,тыс. ГДж/год

=432*8760=3784,3тыс. ГДж/год

3.11.4 Годовой отпуск тепла потребителю

Q.= Qвыр  *, тыс. ГДж

где Ксн- коэффициент на собственные нужды, зависящей от вида сжигаемого топлива, %

В рассматриваемой котельной в качестве топлива принимается уголь, поэтому

Ксн=7%

а) для водогрейных котлов

Q=2488,3*=2314,1тыс. ГДж

б) для паровых котлов

Q=3784,3* =3519,4 тыс. ГДж

Qобщ =2314,2+3784,3= 5833,6 тыс. ГДж

3.11.5 Годовой расход условного топлива

= , тыс. т.у.т

где 7000 ккал/кг- теплота сгорания условного топлива

hка- КПД котельной установки, ( для водогрейных котлов см. таб.№1)

hка=93%, для паровых котлов

а) для водогрейных котлов:

==99,2 тыс. т.у.т

б) для паровых котлов:

==137,4 тыс. т.у.т

Годовой расход натурального топлива

В= *, тыс. т.н.т

где Qн- теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг, принимается в зависимости от месторождения топлива и его марки

αпот- коэффициент потерь топлива при транспортировке, складирования, разгрузке, %

α пот=0,013

Согласно заданию на выполнение курсового проекта в качестве топлива принимается уголь марки ЖР, Кизеловского бассейна.

Qн=21269 кДж/кг

а) для водогрейных котлов:

В=99,2*=136,8 тыс. т.н.т

б) для паровых котлов:

В=137,4*=191,3 тыс. т.н.т

Удельный расход топлива

вуд=, кг/МДж

а) для водогрейных котлов:

вуд==0,059кг/МДж

б) для паровых котлов:

вуд==0,054 кг/МДж

4. Противопожарная безопасность

Персонал энергетических предприятий несет ответственность за обеспечение пожарной безопасности согласно “Положению об ответственности работников энергетических предприятий Российского акционерного общества “ЕЭС России” за обеспечение пожарной безопасности”.

Все инженерно технические работники, рабочие должны проходить подготовку по пожарной безопасности в целях приобретения и углубления пожарно-технических знаний об опасности технологического процесса, навыков в использовании имеющихся средств пожарной защиты, умения безопасно и правильно действовать при возникновении пожара и оказывать первую помощь пострадавшим.

Подготовка инженерно технические работники и рабочих по пожарной безопасности состоит из следующих основных положений:

·  вводного инструктажа по пожарной безопасности;

·  проводимых инструктажей (первичного, повторного, внепланового и целевого), в тематику которых обязательно включаются вопросы пожарной безопасности;

·  специальной подготовки персонала;

·  занятий по пожарно-техническому минимуму для соответствующих категорий персонала; проведения противопожарных тренировок;

·  повышения знаний (квалификации) в учебных центрах, а также при проведении семинаров и целевых совещаний (конференций) по противопожарной защите;

·  изучения и проверки знаний правил пожарной безопасности.

·  Все инженерно технические работники, рабочие, поступающие работать на станции, лица, принятые на временную работу, учащиеся и студенты, проходящие производственное обучение (практику), должны пройти вводный инструктаж по пожарной безопасности.

Вводный инструктаж проводит специалист объектовой пожарной охраны О проведении вводного инструктажа делается запись в специальном журнале.

Вводный инструктаж по пожарной безопасности ставит свой целью ознакомить вновь поступившего работника:

·  с общими правилами пожарной безопасности, которые следует выполнять на территории, в цехах станции;

·  с особенностями пожарной безопасности на производственном участке, куда он направляется на работу;

·  с основными правилами применения первичных средств пожаротушения и мерами безопасности при пользовании ими;

·  с имеющимися средствами и системами извещения о пожаре и порядком вызова пожарной команды;

·  с особенностями тушения пожара на электроустановках.

При проведении первичного, повторного и внепланового инструктажей, которые проводятся на рабочем месте ответственным должностным лицом, в тематику их обязательно включаются вопросы по пожарной безопасности. О проведении указанных инструктажей производится запись в журналах инструктажей цеха.

Для проведения мероприятий по улучшению противопожарного режима, контролю за состоянием первичных средств пожаротушения и совершенствованию организации тушения возникших загораний и пожаров в цехе организована добровольное пожарное формирование (ДПФ). Начальник добровольного пожарного формирования – заместитель начальника цеха по турбинному оборудованию. Для обучения персонала предприятий быстрым и правильным действиям при ликвидации пожара, в том числе совместно с пожарными подразделениями, периодически должны проводиться противопожарные тренировки в соответствии с требованиями “Инструкции по организации противопожарных тренировок на предприятиях и в организациях электроэнергетики”.

Проведение противопожарных тренировок является одной из основных форм обучения персонала.

Каждый работник обязан знать и строго выполнять правила пожарной безопасности и данную инструкцию, соблюдать все требования и уметь правильно пользоваться средствами пожаротушения.

Пожарную охрану надлежит вызывать во всех случаях пожаров и появления задымленности.

Лицо, заметившее пожар или загорание, обязано немедленно сообщить об этом начальнику смены станции, начальнику смены цеха, и приступить к тушению имеющимися средствами.

При пожаре члены добровольного пожарного формирования являются к месту пожара в распоряжение начальника отделения (начальника смены цеха) и выполняют его указания по тушению пожара.

Здания и сооружения должны эксплуатироваться в соответствии с требованиями ПТЭ и содержаться в чистоте. Персонал цеха во избежание возникновения пожаров обязан систематически удалять пыль, мусор, отходы производства.

Во всех производственных зданиях должен соблюдаться установленный противопожарный режим для обеспечения нормальных и безопасных условий труда персонала.

На путях эвакуации должно поддерживаться в исправном состоянии рабочее и аварийное освещение. Регулярный контроль за содержанием, поддержанием хорошего эстетического вида и постоянной готовностью к действию огнетушителей, асбестовых одеял, ящиков с песком и других первичных средств тушения пожара, находящихся в цехе, должен осуществлять оперативный персонал.

5.Защита окружающей среды

Одной из важнейших проблем современности является охрана окружающей среды и рациональное использование природных ресурсов. Особое место среди их занимает вода, которая используется во многих сферах человеческой деятельности, значение которой непрерывно повышается. Поэтому возникает необходимость в комплексном использовании и охраны водных ресурсов.

Энергетика – крупнейший в народном хозяйстве потребитель воды, для технологических нужд.

Чтобы стоки ГРЭС не привели к опасному загрязнению природных водоёмов, совершенствуется технология, и применяются средства водоочистки. Создаются замкнутые циклы, системы повторного использования и локальной очистки различных сточных вод.

Создание ГРЭС не загрязняющей природные водоёмы возможно двумя способами: глубокой очисткой всех стоков до предельно допустимых концентраций или организацией систем повторного использования стоков. Первый способ не перспективен, так как органы охраны водоёмов непрерывно повышают требования к степени очистки сбрасываемых производственными предприятиями вод. Повышение глубины очистки стоков требует значительного увеличения затрат как на сооружение соответствующих установок, так и на их эксплуатацию.

Более приемлем второй способ повторного использования воды. При этом глубокой очистки стоков не требуется, достаточно довести её качество до уровня приемлемого для осуществления соответствующих процессов. Такой путь существенное сокращение водопотребления, то есть уменьшается количество воды, которое предприятие забирает из вода-источника.

Одним из вредных компонентов, сбрасываемых со сточными водами проектируемой ГРЭС, являются нефтепродукты. С целью снижения попадания нефтепродуктов и взвешенных веществ в водоём была спроектирована установка очистки замасленных и замазученных стоков.

Замасленные стоки по сбросному каналу поступают на насосную станцию, которая перекачивает стоки на канализационную станцию, куда, также, попадают сливы с кабельных каналов котлотурбинных цехов. Канализационная станция перекачивает замасленные стоки на установку их очистки, откуда очищенные стоки попадают на химводоочистку или обессоливающую установку с концентрацией нефтепродуктов на входе 100 мг/л, на выходе 1 мг/л.

В результате введения установки очистки замасленных и замазученных стоков 26% воды используется повторно после очистки.