Разработка способов повышения эффективности теплоэнергетического оборудования ТЭС Центра России

• Автор: Ананьин, Василий Иванович
• Шифр специальности: 05.14.14
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2002
• Место защиты: Иваново
• Количество страниц: 194 с. : ил

Содержание
Введение
Глава первая. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР СОСТОЯНИЯ И РАЗРАБОТОК ПО НАПРАВЛЕНИЮ ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРЕВООРУЖЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ЦЕНТРА РОСС ИИ

1.1. Проблема технического перевооружения электроэнергетики

1.2. Анализ направлений техперевооружепия ТЭЦ

1.3. Задачи повышения эффективности действующего оборудования федеральных ТЭС Центра России

1.4. Обзор применения газотурбинных и парогазовых технологий в энергетике

1.5. Выводы по главе

Глава вторая. ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКИХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПАРОВОГ О КОТЛАТП-170 НА ПОНИЖЕННЫХ ПАРАМЕТРАХ ПЕРЕГРЕТОГО ПАРА

2.1. Составление расчетной схемы парового котла П-

2.2. Формирование банка исходных данных
2.3. Анализ результатов расчета
2.3.1. Анализ экономических показателей парового котла
2.3.2. Анализ работы топочных экранов
2.3.3. Анализ условий работы конвективного пароперехревателя
2.3.4. Анализ условий работы водяного экономайзера
2.3.5. Анализ условий работы воздухоподогревателя
2.4. Определение оптимальных условий работы парового котла ТП-170 при пониженных параметрах перегретого пара
2.4.1. Определение граничных параметров рабочей среды при изменении паропроизводительности котла и поверхности нагрева пароперегревателя
2.4.2. Расчетное исследование влияния поверхности нагрева пароперегревателя на особенности работы парового котла в пределах граничных значений паровой нагрузки
2.4.3. Выбор оптимальной поверхности нагрева пароперегревателя
котла с использованием технико-экономических расчетов
2.5. Оценка экономической эффективности перевода котлов на сниженные параметры острого пара
2.5. Выводы к главе
Глава третья. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЕЙСТВУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ВНЕДРЕНИЕ НОВЫХ СХЕМНЫХ РЕШЕНИЙ
3.1. Оценка целесообразности реконструкции блоков мощностью
300 МВт
3.2. Варианты модернизации и исходные данные
3.3. Оптимизация доли байпасирования ПВД
3.4. Сопоставление результатов расчетов с известными техническими решениями
3.5. Оценка показателей блока мощностью 300 МВт при работе с котлом, имеющим дополнительную поверхность экономайзера
3.6. Анализ эффективности работы энергоблока при пониженных электрических нагрузках и оптимальной доле байпасирования ПВД
3.4. Оценка эффективности технических мероприятий по замене питательных насосов и изменению тепловой схемы блока мощностью 1

3.4.1. Анализ работы питательных насосов
3.4.2. Экономическая оценка эффективности замены питательного насоса
3.4.3. Оценка модернизации схемы включения энергетических калориферов
3.5. Выводы к главе
Глава четвертая. РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ ПРЕДЛОЖЕНИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ Г АЗОТУРБИННЫХ И ПАРОГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ТЭС ЦЕНТРА РОССИИ
4.1. Пути повышения эффективности пиковых ГТ ТЭС
4.2. Выбор схемы отопительной ГТТЭЦ
4.3. Выбор рациональной тепловой схемы промышленной ГТТЭЦ
4.4. Разработка способов повышения эффективности ПГУ сбросного
типа мощностью 40 МВт
4.5. Рациональная тепловая схема утилизационной ПГТЭЦ
4.6. Выводы по главе
Общие выводы по работе
Список использованной литературы
Моральный износ может начинаться раньше, если на объекте устанавливается не самое совершенное (точнее — не самое экономичное) оборудование. Если при полном физическом износе оборудование должно быть заменено без каких-либо экономических обоснований, то для решения вопроса о замене морально устаревшего требуется выполнение специального технико-экономического анализа.
С переходом к рыночной экономике возникает конкуренция производителей электрической и тепловой энергии. В этих условиях мероприятия, направленные на преодоление морального износа теплоэнергетического оборудования, приобретают важное значение. Методы экономической оценки таких мероприятий должны обеспечивать принятие решений, реализация которых ведет к повышению конкурентоспособности действующих тепловых электростанций на рынке электрической и тепловой энергии.
Наиболее распространенным методом оценки износа единицы оборудования является учет физического износа на основе сравнения фактического срока службы с нормативным. За нормативные, как правило, принимаются сроки службы основных фондов, заложенные в расчете норм амортизационных отчислений на полное восстановление. Для котельных установок со вспомогательных оборудованием и паровых турбин в комплекте с генератором со вспомогательным оборудованием с 1 января 1991 г. применяется норма амортизационных отчислений, равная 3,7% балансовой стоимости. При этой норме амортизации срок службы составляет 27 лет.
Динамика фактического срока службы энергооборудования ЭСО ЕЭС России характеризуется постоянным ростом (см. табл. 1.7) [35]. Так, только за период с 01.01.91 по 01.01.96 средний срок службы турбин энергоблоков возрос с 15 до 18,5 и лет и достиг 69% нормативной величины. Учитывая то обстоятельство, что за последние 4 года ввода блочного оборудования практически не наблюдалось можно оценить средний возраст порядка 22 лет, что составляет 81%.