Технико-экономическое обоснование модернизации ТЭС

Содержание

Введение

Литературный обзор

1.1 Стратегические цели развития электроэнергетики в России

1.2 Основные проблемы энергетического комплекса России

1.3 Теплоснабжение

1.4 Региональные и межотраслевые аспекты развития Южного федерального округа

1.5 Ожидаемые результаты

1.6 Организационно-экономическая характеристика филиала ПАО «ОГК-2» - Грозненская ТЭС

1.6.1.1 Организационно-правовая характеристика предприятия

1.6.1.2  Правовой статус филиала

1.6.2. Финансово-хозяйственная деятельность Филиала и организация бухгалтерского учета и отчетности

1.6.3. Управление Филиалом

1.6.4. Организационная структура Грозненской ТЭС

1.6.5. Основное вспомогательное  оборудование филиала ПАО «ОГК-2» - Грозненской ТЭС и его характеристики

1.6.5.1 Основные технические характеристики ГТУ

1.7 Обоснование показателей и характеристик (на основе сравнительного анализа) принятых технологических процессов и оборудования

 2.Расчетно-техническая часть

2.1 Тепловой расчет ГТУ

2.2 Тепловая схема блока ПГУ

2.3 Основные технические характеристики ГТЭ-160

2.4 Конструктивные особенности ГТУ

2.4.1 Система маслоснабжения и гидроподъёма роторов

2.4.2. Электрический генератор

2.4.3. Система автоматического регулирования ГТУ

2.4.4. Система подачи природного газа

2.4.5. Система продувки (антипомпажная)

2.4.6. Комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ)

2.4.7. Система выхлопа отработанных газов

2.4.8. Система газовой сигнализации и пожаротушения

2.4.9. Система обнаружения пожара

2.4.10 Система вентиляции

2.4.11 Система сжатого воздуха

2.4.12 Системы вентиляции кожухов ГТ

2.4.13 Система охлаждающей воды ГТУ

2.4.14 Система контроля параметров работы ГТЭ-160

2.4.15 Система вибро диагностики ГТЭ-160

2.4.16 Измерение температуры подшипников

2.4.17 Регулировка угла поворота лопаток входного направляющего аппарата (ВНА) компрессора

2.4.18 Автоматическое управление пуском, остановом ГТУ

2.5. Защиты ГТУ

2.6. Режимы эксплуатации ГТЭ-160 на природном газе и жидком топливе

2.7. Режим останова

2.8. Аварийное отключение ГТУ

2.9. Расчет тепловой схемы ГТУ

2.10. Расчет двухконтурной комбинированной установки

2.11. Тепловой расчет котла – утилизатора

2.12. Технические характеристики ПТУ

2.13. Укрупненный расчет паровой турбины

2.14. Определение экономических показателей ПГУ

2.15. Экономическая часть

2.16.1 Исходные данные

2.16.2 Расчёт затрат на топливо

2.16.3 Расходы на оплату труда

2.16.4 Амортизационные отчисления

2.16.5 Расходы на ремонт основных средств

2.16.6 Прочие расходы

2.16.7 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

2.16.8 Расчёт показателей эффективности проекта

Заключение

Выводы по диссертации

Список использованных источников

Список использованных источников
1. Постановление Правительства Р.Ф. от 25.01.2019 № 43 (ред. От 18.03.2021) «О проведении отборов проектов модернизации генерирующих объектов тепловых электростанций»;
2.Распоряжение Правительства Р.Ф. от 09.06.2017 № 1209-р (ред. 25.11.2021) «О генеральной схеме объектов электроэнергетики до 2035 года»;
3. Распоряжение Правительства Р.Ф. от 09.06.2020 № 1523-р «Энергетическая стратегия Р.Ф. на период до 2025 года».;
4.Распоряжение Правительства Р.Ф. от 13.06.2020 № 1582-р «Об утверждении программы развития угольной промышленности до 2035 года»;
5. Парогазовые установки. Условия поставки. Нормы и требования. – М.: НП «ИНВЭЛ», 2018.; мировой энергетики с учетом влияния технологического процесса/ под ред. В.А. К
6. Перспективы развития улагина// М.: ИНЭИ РАН, 2020.-320с.
7. Цанев С. В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С. В. Цанев, В. Д. Буров, А. Н. Ремезов; под. ред. С. В. Цанева. – М.: Издательство МЭИ, 2019 – 584 с.;
6.Буров В. Д. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В. Д. Буров, Е. В. Дорохов, Д. П. Елизаров и др.; под ред. В. М. Лавыгина, А. С. Седлова, С. В. Цанева. – 3-е изд., Издательский дом МЭИ, 2015. – 466 с.;
7.Приоритет развития энергетики в условиях неоиндустриального общества в России/ И.Д. Грасев, С.А. Некрасов.-М.: Издание Государственной Думы, 2013г.-112с.;
9.Энергетика: проблемы настоящего и возможности будущего/ В.Г. Родионов.-М.: ЭНАС, 2010. 352с.;
10. Ревзин Б.С. Тепловой расчет схем приводных газотурбинных установок на номинальный и переменный режим работы: учеб. пособие / Б.С. Ревзин, А.В. Тарасов, В.М. Марковский. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ–УПИ, 2017. 61 с.;
11. Электроэнергетика России 2030: Целевое видение/ под ред. Вайнзихера Б.Ф.-М.: Альпина Бизнес Букс,2008.-352с..;
12. Положение о филиале ПАО «ОГК-2» - Грозненская ТЭС;
13. Теория и проектиров

В передней части турбоблок крепится к фундаменту вточках, которые можно регулировать во всех направлениях. Сзади турбоблок опирается на фундамент через гибкие штанги с центральной направляющей, что обеспечивает свободное перемещение турбоблока при тепловом расширении корпуса ГТ в осевом и радиальном направлениях. Трубопроводы ГТ объединяются в так называемые каркасы трубопроводов.
Характерной чертой одновальных однокорпусных газовых турбин является единый ротор турбокомпрессора. Ротор опирается на два подшипника, вынесенных за пределы зоны повышенного давления. Это обеспечивает их хорошую стабильную работу.
Наружный силовой корпус компрессора и турбины состоит из центральной цилиндрической части, к которой крепятся обоймы направляющих лопаток. Во входной части компрессора расположен корпус переднего подшипника. Все части силового корпуса, за исключением кожуха турбины, имеют горизонтальный разъём. Обоймы направляющих лопаток двух последних ступеней компрессора и первой ступени турбины устанавливаются на цилиндрической, жёсткой на изгиб, центральной секции рассчитаный на температурное расширение.
В корпусе переднего подшипника установлен радиально-упорный подшипник. Ко