Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

464,62 Кб
Опубликовано:

2012-08-06

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130

ВВЕДЕНИЕ

Потребление энергии в мире и нашей стране возрастает с каждым годом, необходимость электрической энергии для современного индустриального производства и быта человека общеизвестна. Основным потребителем электроэнергии является электровооруженность труда, означающая количество электроэнергии, приходящая на одного рабочего в год. При этом надо учитывать также динамику расходов электроэнергии на единицу продукции и стоимость электроэнергии. Поэтому электрификация страны является основой развития народного хозяйства.

За годы развития теплофикация в нашей стране приобрела масштабность и большое социальное значение, поскольку надежно обеспечивает теплом практически все средние и крупные города, занимает существенную долю в общей структуре электрогенерирующих мощностей единой электроэнергетической системы и, заменяя ее многочисленные мелкие котельные, способствует улучшению экологической обстановки. В новых условиях, характеризующихся переходом к рыночным отношениям в энергетике, является комбинированный способ производства электрической и тепловой энергии, который сохраняет свои преимущества перед раздельным, обеспечивая существенную экономию дорогостоящего топлива. Однако эти условия имеют свою специфику, которую следует учитывать при определении дальнейших путей развития теплофикации. Это, прежде всего, значительное сокращение централизованных капиталовложений, что, как правило, будет приводить к возможности сооружения ТЭЦ средней и небольшой мощности, на основе финансовых средств, выделяемых из местных бюджетов. Наряду с этим фактором также необходимо принимать во внимание:

· тенденции изменения электро- и теплопотребления в стране и отдельных регионах;

· особенности формирования структуры электрического и топливно-энергетических балансов;

· возможности выделения качественных видов топлива для теплоснабжения и их стоимостной оценки;

· новые подходы к оценке экономической эффективности теплофикации, включая совершенствование метода разнесения эксплуатационных расходов на ТЭЦ между производством электрической и тепловой энергии;

· формирование тарифов на тепловую энергию;

· распространение новых форм управления в электроэнергетике и теплоснабжении, как и в других отраслях топливно-энергетического комплекса, на базе создания акционерных обществ, позволяющих более эффективно использовать финансовые и материальные ресурсы предприятий и повышать производительность труда.

Как показывает анализ, в народном хозяйстве усиливаются две тенденции - рост энергопотребления на душу населения в коммунально-бытовом секторе, сельском хозяйстве и на пассажирском транспорте и существенное снижение его в отраслях промышленности. Так, в 1992 году при общем уменьшении потребления энергии на 7,5% по сравнению с 1990 годом в промышленности и строительстве оно сократилось на 10,7%, а в коммунально-бытовом секторе городов выросло на 0,5%. Дальнейшее снижение уровней электропотребления в указанных отраслях в течение 1994-1995 гг., составило не менее 12%, и только после 2000 г. произошло его увеличение в промышленном производстве. В то же время дальнейшее развитие жилого сектора приводит к росту теплопотребления. В результате, несмотря на продолжающийся спад производства, потребуется дополнительный ввод источников производства тепловой энергии и рост объемов добычи топлива для обеспечения населения теплом и газом (с учетом реализации политики энергосбережения).

В сложившихся условиях вряд ли следует ожидать строительство новых тепловых электрических станции, так как они относятся к объектам энергетики с большим капиталовложением и с длительными сроками строительства. Наиболее целесообразными путями развития энергетики является расширение или модернизация уже существующих станций.

В данном дипломном проекте рассматривается вариант расширения Кумертауской ТЭЦ турбоустановкой Т-100-130.

Одним из источников снабжения электрической энергией и единственным источником тепловой энергии города Кумертау, является ТЭЦ, которая расположена на северо-западной окраине города.

Основными промышленными потребителями ТЭЦ являются: ОАО «Кумертауское авиапромышленное предприятие », ООО «Искра».

Установленная электрическая мощность станции составляет 100 МВт, тепловая мощность 987 Гкал/ч. Основной вид топлива - природный газ Уренгойского месторождения, теплотворная способность которого составляет 35615 кДж/м3.

Резервным топливом является мазут марки М-100, поступающей с Уфимского, Самарского НПЗ, теплотворная способность - 37542 кДж/кг, зольность Ар=0,05-0,12%, содержание серы Sр=2-2,5%.

В котельном отделении ТЭЦ установлено шесть энергетических котлов ТП - 14А с поперечными связями по пару, которые производят пар для двух паровых турбин ПТ-60-90.

Необходимость модернизации Кумертауской ТЭЦ вызвана ростом потребления тепловой и электрической энергии, а также необходимостью отопления жилых массивов, расположенных в восточной части города.

ГЛАВА 1. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ Т/У Т-100/120-130

Турбина типа Т-100/120-130 двухцилиндровая с регулируемым теплофикационным отбором пара, номинальной мощностью 100 МВт при 3000 об/мин. Предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока мощностью 120 МВт типа ТВФ-120-2.

Турбина рассчитана для работы при параметрах свежего пара перед стопорным клапаном р_о=12,75 МПа, t_о=555^оС, количество охлаждающей воды, проходящей через конденсатор, 16000м³/ч при расчетной температуре на входе в конденсатор 20^оС.

Максимальный расход свежего пара 320 т/ч. Два регулируемых теплофикационных отбора с пределами регулирования: верхний 0,06-0,25 МПа и нижний 0,05-0,2 МПа. При этом регулируемое давление в теплофикационных отборах поддерживается: в верхнем отборе - при включенных обоих теплофикационных отборах и в нижнем - при включенном одном нижнем отборе.

Пар из парового котла с параметрами р_о=12,75 МПа, t_о=555^оС поступает через стопорный клапан турбины в ЦВД, который имеет 3 отбора. Из регенеративных отборов 1, 2 пар направляется в ПВД7 и ПВД6. Из отбора 3 часть пара направляется на производство внешнему тепловому потребителю, а часть пара поступает в деаэратор и в ПВД5. Затем пар, отработавший в ЦВД турбины поступает в комбинированный цилиндр среднего и низкого давления, который имеет 3 отбора в зоне ЦСД и 1 отбор в зоне ЦНД. Из отборов 4, 5, 6 ЦСД пар поступает в группу подогревателей низкого давления (ПНД4, ПНД3, ПНД2), а также из отбора 5 и 6 часть пара поступает в сетевые подогреватели ПСГ2 и ПСГ1, в которых он нагревает сетевую воду, движущуюся через ПСГ1 и ПСГ2, за счет напора создаваемого сетевым насосом первого подъема. Далее сетевая вода движется через сетевой насос второго подъема в пиковый водогрейный котел.

Пар из отбора 7 ЦНД турбины поступает в ПНД1. Затем пар, совершивший работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в двухпоточный конденсатор, где он охлаждается и конденсируется, отдавая свою теплоту циркуляционной охлаждающей воде. Конденсатным насосом конденсат из конденсатора подается в охладитель пара из эжектора и охладитель пара концевых уплотнений турбины. Далее основной конденсат поступает в ПНД1 где он подогревается паром из 7 отбора ЦНД турбины, а конденсат греющего пара поступает в конденсатор. Затем основной конденсат проходит через сальниковый подогреватель, где подогревается за счет теплоты пара из концевых уплотнений, а греющий пар после охлаждения и конденсаций поступает в конденсатор. Пройдя сальниковый подогреватель конденсат нагревается в группе подогревателей низкого давления ПНД2, ПНД3 и ПНД4. В этих регенеративных подогревателях применяется каскадный слив дренажа греющего пара, а между ПНД2 и ПНД3 также используют принудительный слив дренажа греющего пара.

В линию основного конденсата между ПНД2 и ПНД3, а также между ПНД3 и ПНД4 вводится конденсат греющего пара из сетевых подогревателей ПСГ1 и ПСГ2.

Основной конденсат, пройдя группу подогревателей низкого давления, поступает в деаэратор, также в деаэратор поступает возвратный конденсат производственного отбора пара, конденсат греющего пара из ПВД5, а также пар отсосов от штоков клапанов. В деаэраторе осуществляется термическая деаэрация основного конденсата, который после деаэратора называется питательной водой. Питательным насосом, имеющим электропривод, питательная вода подается в группу подогревателей высокого давления. В ПВД применяется каскадный слив дренажа греющего пара. После ПВД питательная вода поступает в паровой котел.

ГЛАВА 2. РАСЧЁТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ Т/У ПТ-100/120-130

.1 Расчет тепловой схемы на номинальном режиме

.1.1 Параметры турбоустановки

МПа - давление свежего пара

кДж/кг - энтальпия свежего пара

^оС - температура свежего пара

кг/с - расход свежего пара

кг/с - расход питательной воды

^оС - температура питательной воды

МВт - теплофикационная нагрузка

- коэффициент теплофикации

кг/с - величина непрерывной продувки

кг/с - величина утечек

кг/с - расход пара из уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦНД.

Расход пара из уплотнений:

кг/с - на эжектор уплотнений

кг/с - в сальниковый подогреватель

Расход пара из деаэратора:

кг/с - на основной эжектор

кг/с - на эжектор уплотнений

кг/с - на концевые уплотнения

150^оC/70^оС - температура прямой и обратной сетевой воды.

.1.2 Расчет параметров сетевой воды на выходе из сетевых подогревателей

По заданному значению коэффициента теплофикации и расчетной температуре наружного воздуха , определяем значение температуры сетевой воды на выходе из верхнего сетевого подогревателя . Расчетная формула выводится из примерного соотношения:

- тепловая нагрузка, обеспеченная паром теплофикационных отборов турбины, МВт;

- тепловая нагрузка, обеспечиваемая пиковыми водогрейными котлами, МВт;

- температура воды, поступающей из теплосети к сетевым подогревателям турбоустановки (температура обратной сетевой воды);

- температура сетевой воды, поступающей от ТЭЦ в теплосеть (температура прямой сетевой воды).

^оС

Давление на выходе из сетевого насоса равно МПа (т.к. предельно допустимое избыточное давление в трубках подогревателя равно 0,88 МПа).

Потери давления сетевой воды в ПСГ составляют МПа.

Давление сетевой воды на выходе из ПСГ1:

МПа

Давление сетевой воды на выходе из ПСГ2:

МПа

При ^оС и давлении на выходе из ПСГ2 МПа (учитываются гидравлические потери по тракту сетевой воды) находим энтальпию воды на выходе из ПСГ2: кДж/кг.

Энтальпию сетевой воды на входе в ПСГ1 определяем при и давлении МПа: кДж/кг.

Расход воды теплосети через сетевые подогреватели равен:

кг/с

2.1.3 Расчет давления в теплофикационных отборах турбины

Задаемся величиной недогрева: .

Температура насыщения в ПСГ2 равна:

Находим давление в ПСГ2 и энтальпию его дренажа:

МПа и кДж/кг.

Потери давления пара в трубопроводе от камеры отбора до сетевого подогревателя оцениваются величиной 9% от давления в камере (сетевые подогреватели удалены от турбины). С учетом потерь:

МПа

Распределение подогрева сетевой воды между сетевыми подогревателями принимается равномерным:

при МПа

Находим энтальпию сетевой воды после ПСГ1: кДж/кг.

Величина недогрева: .

Температура насыщения в ПСГ1 равна:

Находим давление в ПСГ1 и энтальпию его дренажа:

МПа и кДж/кг.

Давление в камере нижнего теплофикационного отбора с учетом потерь (9%):

МПа

2.1.4 Расчет подогрева воды в питательном насосе

Давление питательной воды на выходе из питательного насоса оцениваем величиной на 30-40% больше давления свежего пара:

МПа

Прирост энтальпии в питательном насосе определяем по формуле:

МПа - давление на входе в питательный насос;

м³/кг - усредненный объем воды в насосе;

- КПД проточной части насоса.

кДж/кг

При МПа находим температуру и энтальпию: , кДж/кг.

Энтальпия воды после питательного насоса определяется как:

кДж/кг

Энтальпия кДж/кг и давление МПа (давление за питательным насосом с учетом гидравлических потерь в парогенераторе) позволяют определить температуру воды за питательным насосом: .

.1.5 Расчет термодинамических параметров в ПВД

Потери давления питательной воды в ПВД составляют: МПа.

Давление питательной воды на выходе из ПВД составляет:

МПа

Температура питательной воды после ПВД7 t_пв=249 ⁰С, а за питательным насосом t^в_пн=161,3^оС. Определим подогрев питательной воды в ПВД:

Подогрев питательной воды в системе ПВД распределим равномерно:

Температура воды на выходе из ПВД составляет:

По температуре и давлению питательной воды находим энтальпию после ПВД по таблице Ривкина:

кДж/кг

Недогрев в ПВД равен .

Температура насыщения в ПВД равна:

В состоянии насыщения по температурам определяем давление и энтальпию:

МПа кДж/кг

Для определения давлений в камерах отборов принимаем потери на гидравлическое сопротивление в трубопроводах от камер отборов до ПВД 6%:

МПа

Величины недоохлаждения дренажа, сливаемого из ПВД, оцениваем значениями:

; ;

Температура и энтальпия дренажа, сливаемого из ПВД, соответственно равны:

кДж/кг

Для определения температуры и энтальпии пара в камерах отборов необходимо построить процесс расширения пара в ЦВД на h,s - диаграмме с начальными параметрами пара:

МПа; ^оС; кДж/кг.

Потеря давления свежего пара в стопорном и регулирующем клапанах и тракте паров пуска при полностью открытых клапанах составляет примерно 3%. Поэтому, давление пара перед первой ступенью турбины равно:

МПа

2.1.6 Расчет термодинамических параметров в ПНД

Потери давления питательной воды в ПНД составляет: МПа.

Давление на выходе из конденсатного насоса равно МПа, т.к. предельно допустимое избыточное давление в трубках ПНД МПа.

Давление питательной воды на выходе из ПЭО составляет:

МПа

Давление питательной воды на выходе из ПЭУ составляет:

МПа

Давление питательной воды на выходе из ПНД составляет:

МПа

Определяем давления в камерах отборов для ПНД. Известны давления в камерах отборов на ПНД2 и ПНД3:

МПа; МПа

С учетом гидравлических потерь (6%) получаем давление в ПНД2:

МПа

Температура насыщения и энтальпия:

; кДж/кг

Принимаем недогрев: .

Температура воды на выходе из ПНД2:

кДж/кг

Давление в ПНД3 с учетом гидравлических потерь 6%:

МПа

Температура насыщения и энтальпия: ; кДж/кг

Принимаем недогрев: .

Температура воды на выходе из ПНД3:

кДж/кг

Распределяем подогрев основного конденсата по тракту от ПНД3 (не включая его в этот подогрев) до деаэратора включительно: две трети подогрева отнесем на ПНД4 и одну треть на деаэратор.

°С;

Находим температуру воды на выходе из ПНД4:

кДж/кг

Принимаем недогрев в подогревателе: .

Температура насыщения вПНД4 равна:

В состоянии насыщения определяем давление и энтальпию: МПа кДж/кг

С учетом гидравлических потерь в паропроводе находим давление в камере регенеративного отбора на ПНД4:

МПа

Учитывая подогрев основного конденсата в конденсатном насосе, а также в ПЭУ и ПЭО, задаемся величиной подогрева конденсата в ПНД1. Пусть температура основного конденсата на выходе из ПНД1 составляет:

Тогда энтальпия воды на выходе из ПНД1:

кДж/кг

Принимаем недогрев: .

Температура насыщения в ПНД1 равна:

В состоянии насыщения определяем давление и энтальпию: МПа кДж/кг

Давление в камере отбора на ПНД1 с учетом гидравлических потерь:

МПа

Строим процесс расширения пара в ЦНД, при - внутреннем относительном КПД ступеней ЦНД (от начальных ступеней до конечных ЦСД) и (от начального ЦНД до ступеней камеры отбора ПНД-1), аналогично процессу расширения пара в ЦВД.

Все значения заносим в свободную таблицу термодинамических параметров пара и конденсата.

.1.7 Расчет расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

ПВД7

Неизвестные величины -

Таблица 2.1

Термодинамические параметры пара и конденсата (номинальный режим)

Точка процесса	р, МПа	t, ^оС	h, кДж/кг	, МПа, ^оС, кДж/кгq_п,, ^оС, МПа,^оС, кДж/кг, ^оС, кДж/кг
О	12,75	555	3485	-	-	-	-	-	-	-	-	-
О^¢	12,4	552	3485	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7(ПВД7)	4,232	398,5	3207	3,978	250,0	1085,8	1	16,35	249,0	1081,8	228,0	980,9
6(ПВД6)	2,504	331,5	3084	2,354	220,77	947,2	1	16,85	219,77	947,2	200,5	852,4
5(ПВД5)	1,381	263,4	2959	1,298	191,53	814,4	1	17,35	190,53	817,1	172,0	728,0
5(Д)	1,381	263,4	2959	0,59	158,2	667,55	0,59	158,2	-	-	-
4(ПНД4)	0,424	152,0	2755	0,3986	143,5	604,15	1,7	0,6	141,8	597,4	143,5	604,15
3(ПНД3)	0,174	Х=0,96	2613	0,1636	114,0	478,2	5	0,7	109,0	457,6	114,0	478,2
3(ПСГ2)	0,174	Х=0,96	2613	0,1583	113,0	474,02	3	0,68	110,0	461,36	113,0	474,02
2(ПНД2)	0,0863	Х=0,933	2516	0,081	93,8	393,81	5	0,8	88,8	372,76	93,8	393,81
2(ПСГ1)	0,0863	Х=0,933	2516	0,0785	93,0	389,57	3	0,73	90,0	377,5	93,0	389,57
1(ПНД1)	0,0237	Х=0,908	2405	0,0223	62,5	261,6	5	0,9	57,5	241,8	62,5	261,6
К (к-р)	0,0035	26,7	2405	-	26,7	111,84	-	-	26,7	111,84	-	-

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД6

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД5

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Деаэратор

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД4

Неизвестные величины - , кДж/кг - получаем в результате итерационного расчета по уравнению смешения и является величиной предварительной.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПСГ2

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

СМ2

Неизвестные величины - , кДж/кг - получаем в результате итерационного расчета и должно быть проверено

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Из уравнения теплового баланса находим - расчетная величина:

Так как предварительно принятая величина кДж/кг совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и следующей итерации не требуется.

ПНД-3

Неизвестные величины - , кДж/кг - получаем в результате итерационного расчета по уравнению смешения СМ1.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПСГ1

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД2

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Неизвестные величины находим в СМ1.

СМ1

Неизвестные величины - , кДж/кг - получаем ранее в результате предварительного итерационного расчета и должно быть проверено.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Из уравнений теплового и материального баланса ПНД2 и материального баланса СМ1 находятся численные значения :

Из уравнения теплового баланса находим - расчетная величина:

Так как предварительно принята величина кДж/кг совпала с полученной расчетной величиной, то относительного отклонения нет, и следующей итерации не требуется.

ПНД1

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

.1.8 Проверка расчета по материальному балансу

Проверка правильности учета в расчетах всех потоков тепловой схемы осуществляется сравнением материальных балансов по пару и конденсату в конденсаторе турбоустановки.

Расход отработавшего пара в конденсатор:

- расход пара из камеры отбора турбины с номером j (j от 1 до 7).

Расход конденсата отработавшего пара турбины по балансу воды в конденсаторе:

- без учета потока из конденсатора.

Так как рассчитанные значения и одинаковы, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

.1.9 Расчет мощности турбины и турбогенератора

Внутренняя мощность турбины (на роторе) рассчитывается по формуле:

- расход пара через отсек турбины с номером j;

- теплоперепад, срабатываемый в отсеке с номером j.

Расчет потоков и мощность отсеков турбины оформлены в виде таблицы.

Таблица 2.2

Энергетический баланс турбоагрегата

От-сек	Расход пара через отсек		Теплоперепад отсека, кДж/кг	Внутр. мощность отсека, кВт
	Расчетная формула	Величина, кг/с
0-1	128,1127835614,6
1-2	120,1512314778,4
2-3	112,9412514117,5
3-4	48,132049818,5
4-5	44,961426384,3
5-6	26,48972568,6
6-7	8,336111925,3
7-К	7,89600

Сумма мощностей отсеков кВт.

С учетом потерь, электрическая мощность на клеймах генератора равна:

кВт

Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки (на привод насосов конденсатно-питательного тракта):

КПД электропривода всех насосов .

) мощность электропривода конденсатного насоса:

кВт

) мощность электропривода сливного насоса ДН1:

кВт

) мощность электропривода сливного насоса ДН2:

кВт

) мощность электропривода сливного насоса ДН3:

кВт

) мощность электропривода питательного насоса:

кВт

Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки:

кВт

Отпускаемая электрическая мощность:

кВт

.1.10 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку:

кВт

Расход теплоты с паром производственного отбора:

кВт

Расход теплоты внешним потребителям:

кВт.

Расход теплоты на турбоустановку по производству электроэнергии:

кВт

КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии:

или кДж/кВтч

.1.11 Энергетические показатели ТЭЦ

Тепловая нагрузка парогенератора:

кВт

КПД трубопроводов:

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии:

КПД ТЭЦ по производству и отпуску тепловой энергии:

Удельный расход условного топлива по производству электроэнергии:

г/кВтч

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:

кг/ГДж

Вывод:

В данном разделе произведен расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130 в номинальном режиме.

При расчете определены показатели:

) Тепловой экономичности турбоустановки: полный расход теплоты на турбоустановку , КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии ; удельный расход теплоты на производство электроэнергии .

) Энергетические показатели: тепловая нагрузка парогенератора , удельный расход условного топлива по производству электрической и тепловой энергии , .

.2 Расчет тепловой схемы на конденсационном режиме

.2.1 Параметры турбоустановки

МПа - давление свежего пара

кДж/кг - энтальпия свежего пара

^оС - температура свежего пара

кг/с - расход свежего пара

кг/с - расход питательной воды

^оС - температура питательной воды

кг/с - величина непрерывной продувки

кг/с - величина утечек

кг/с - расход пара из уплотнений штоков стопорных и регулирующих клапанов ЦВД и ЦНД.

Расход пара из уплотнений:

кг/с - на эжектор уплотнений

кг/с - в сальниковый подогреватель

Расход пара из деаэратора:

кг/с - на основной эжектор

кг/с - на эжектор уплотнений

кг/с - на концевые уплотнения

.2.2 Расчет термодинамических параметров в подогревателях

Давления на выходе из отсеков:

МПа

Расчет давлений в камерах отборов на регенеративные подогреватели находим по формуле Флюгеля:

для ПВД

кг/с;

для ПНД

кг/с

Давления в камерах отборов на ПВД:

МПа

Давления в камерах отборов на ПНД:

МПа

Зная давления в отборах, определяем давления насыщения в подогревателях, приняв потери давления 6%:

МПа

По давлению насыщения находим температуру и энтальпию насыщения в подогревателях:

ПВД7: кДж/кг

ПВД6: кДж/кг

ПВД5: кДж/кг

ПНД4: кДж/кг

ПНД3: кДж/кг

ПНД2: кДж/кг

ПНД1: кДж/кг

Определим температуру на выходе из подогревателей, приняв недогрев:

МПа

По температуре и давлению воды на выходе из подогревателей определяем энтальпию:

кДж/кг

Величина недоохлаждения дренажа, сливаемого из ПВД, оценивается значениями:

Соответственно, температура дренажа, сливаемого из ПВД, и его энтальпия, равны:

кДж/кг

2.2.3 Расчет расходов пара и конденсата в элементах тепловой схемы

ПВД7

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД6

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПВД5

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Деаэратор

Неизвестные величины - ; Уравнение материального баланса:

Таблица 2.3

Термодинамические параметры пара и конденсата (конденсационный режим)

Точка процесса	р, МПа	t, оС	h, кДж/кг	, МПа, оС, кДж/кгqп, оС, МПа, оС, кДж/кг, оС, кДж/кг
О	12,75	555	3485	-	-	-	-	-	-	-	-	-
О¢	12,4	552	3485	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7(ПВД7)	2,369	330,0	3084	2,227	217,9	933,82	1	16,35	216,9	934,1	201,2	856,9
6(ПВД6)	1,402	273,0	2980	1,318	192,2	817,51	1	16,85	191,2	820,3	175,5	745,6
5(ПВД5)	0,773	214,5	2872	0,727	166,5	703,72	1	17,35	165,5	709,1	163,2	688,6
5(Д)	0,773	214,5	2872	0,59	158,2	667,55	-	0,59	158,2	-	-	-
4(ПНД4)	0,538	182,0	2816	0,506	152,3	642,02	1,7	0,6	150,6	634,9	152,3	642,02
3(ПНД3)	0,221	Х=0,985	2676	0,208	121,5	510,0	5	0,7	116,5	489,2	121,5	510,0
2(ПНД2)	0,109	Х=0,958	2586	0,102	100,2	419,8	5	0,8	95,2	399,4	100,2	419,8
1(ПНД1)	0,03	Х=0,913	2424	0,028	67,6	282,7	5	0,9	62,6	262,7	67,6	282,7
К (к-р)	0,0059	Х=0,868	2248	-	35,9	150,18	-	-	35,9	150,18	-	-

Уравнение теплового баланса:

ПНД4

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД-3

Неизвестные величины - , кДж/кг - получаем в результате предварительного итерационного расчета по уравнению смешения СМ1.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

ПНД2

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Неизвестные величины находим в СМ1.

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

Из уравнения теплового баланса находим - расчетная величина:

ПНД1

Неизвестные величины -

Уравнение материального баланса:

Уравнение теплового баланса:

.2.4 Проверка расчета по материальному балансу

Расход отработавшего пара в конденсатор:

- расход пара из камеры отбора турбины с номером j (j от 1 до 7).

Расход конденсата отработавшего пара турбины по балансу воды в конденсаторе:

- без учета потока из конденсатора.

Так как рассчитанные значения и одинаковы, следовательно, все потоки тепловой схемы учтены правильно.

.2.5 Расчет мощности турбины и турбогенератора

Внутренняя мощность турбины (на роторе) рассчитывается по формуле:

- расход пара через отсек турбины с номером j;

- теплоперепад, срабатываемый в отсеке с номером j.

Расчет потоков и мощность отсеков турбины оформлены в виде таблицы.

Таблица 2.4

Энергетический баланс турбоагрегата

Отсек	Расход пара через отсек		Теплоперепад отсека, кДж/кг	Внутр.мощность отсека, кВт
	Расчетная формула	Величина, кг/с
0-1	77,3140131001,3
1-2	73,0971047602,1
2-3	69,2151087475,2
3-4	66,962563749,9
4-5	62,2911408720,7
5-6	59,794905381,5
6-7	55,8421629046,4
7-К	52,9151769313,0

Сумма мощностей отсеков кВт.

С учетом потерь, электрическая мощность на клеймах генератора равна:

кВт

КПД электропривода всех насосов .

) мощность электропривода конденсатного насоса:

кВт

) мощность электропривода сливного насоса ДН1:

кВт

) мощность электропривода питательного насоса:

кВт

Мощность, потребляемая на собственные нужды турбоустановки:

кВт

Отпускаемая электрическая мощность:

кВт

.2.6 Показатели тепловой экономичности турбоустановки

Полный расход теплоты на турбоустановку:

кВт

КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии:

Удельный расход теплоты на производство электроэнергии:

или кДж/кВт·ч.

.2.7 Энергетические показатели ТЭЦ

Тепловая нагрузка парогенератора:

кВт

КПД трубопроводов:

КПД ТЭЦ по производству электроэнергии:

Удельный расход условного топлива по производству электроэнергии:

г/кВтч

Вывод:

В данном разделе произведен расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130/. При расчете определены показатели:

ГЛАВА 3. ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

3.1 Описание турбины Т-100/120-130

Использование турбины с двумя регулируемыми отборами пара объясняется тем, что ТЭЦ должна давать пар двух различных давлений для промышленных целей. Турбины типа ТП получили широкое распространение и позволяют покрыть потребности окружающих районов в паре и горячей воде.

При производственном отборе D_п=185т/ч, сумме отопительных отборов D_т=132т/ч расходе пара на турбину 470т/ч, при номинальных параметрах свежего пара и номинальных давлениях в отборах, при расчетной температуре охлаждающей воды t^р_в1=20^оС и расходе ее 8000 т/ч турбина развивает номинальную мощность 80МВт.

При D_по=300 т/ч и Р_п=1,3МПа, при отсутствии отопительных отборов N_э=70МВт. При номинальной мощности N_э=100 МВт без отопительных отборов D_п=245т/ч. При D_т=200т/ч и отключенном производственном отборе N_э=76МВт. Максимальная мощность 120 МВт достигается при максимальном расходе пара D_max=470т/ч и пониженных отборах пара.

Подогрев сетевой воды - двухступенчатый. Может быть использован теплофикационный пучок конденсатора для подогрева первой ступени обратной сетевой воды или химически очищенной воды, утилизирующий теплоту вентиляционного пропуска пара при работе турбины в режиме с противодавлением. Развитая регенеративная система подогрева питательной воды обеспечивает на выходе ее температуру 249⁰С.

Регулирование давления пара теплофикационных отборов осуществляется поворотной диафрагмой, установленной в камере нижнего теплофикационного отбора, производственного - регулирующим клапаном.

Основные характеристики турбины представлены в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Основные параметры и характеристики турбины ПТ-100/120-130

№ п/п	Показатель	Значение
	Завод-изготовитель	ПОТ ЛМЗ
	Мощность, МВт: - номинальная - максимальная	100 120
	Частота вращения, 1/с	50±0,1
	Начальные параметры пара: - давление, МПа - температура, оС	12,75 555
	Пределы изменения давления пара в регулируемом отборе, кПа: - верхнего - нижнего	49 - 245 29 - 98
	Тепловая нагрузка, ГДж/час	284
	Номинальный расход отбираемого пара, кг/с: - производственного отбора - теплофикационного отбора	51,4 -
	Число отборов пара на регенерацию	7
	Температура питательной воды, оС	249
	Давление пара за турбиной, кПа	3,5
	Расход охлаждающей воды через конденсатор, т/ч	16000
	Расчетная температура охлаждающей воды, оС	20
	Максимальный расход свежего пара, т/ч	470
	Число ступеней	30
	Число выхлопов пара	1
	Длина рабочей лопатки последней ступени, мм	665
	Средний диаметр последней ступени турбины, мм	2000
	Расчетный удельный расход теплоты, кДж/кВтч	9585
	Длина турбины, м	14,845

- максимальный расход пара - 485 т/час (подвод свежего пара к турбине осуществляется однониточным трубопроводом Д 377х50);

номинальный суммарный теплофикационный отбор - 285 ГДж/час (68 Гкал/час) при давлении в верхнем отборе 0,088 МПа (0,9 кгс/см²) и нижнем отборе 0,034 МПа (0,35 кгс/см²).

Турбина Т-100/120-130 ПОТ «Ленинградский металлический завод» конденсационная с регулируемым отбором пара двухступенчатым теплофикационным, номинальной мощностью 100 МВт при 3000 об/мин предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВФ-110.

Турбина ПТ-100/120-130 является турбиной нового поколения, имеет современные показатели надежности: коэффициент готовности - не менее 0,995; среднюю наработку на отказ единичного изделия - не менее 6000 часов; ресурс деталей и сборочных единиц из жаропрочных материалов - не менее 170000 часов; срок службы между ремонтами со вскрытием цилиндров - не менее 6 лет; полный срок службы турбины - не менее 30 лет.

ТЭЦ имеет тепловую схему с поперечными связями. Турбина типа Т-100/120-130 подключается к существующим паровым и тепловым магистралям ТЭЦ. Главные паропроводы запроектированы по схеме котел-турбина с переключением на общественную паровую магистраль.

Питательные трубопроводы запроектированы по схеме ПЭН-ПВД- общестанционная магистраль «горячая»-котел, с возможностью переключения ПЭН на общестанционную магистраль «холодную».

Для откачки конденсата из конденсатора и подачи его в деаэратор через систему регенерации турбины предусмотрено три конденсатных насоса КСВ-125-140. Охлаждающая вода для конденсатора турбоустановки и на встроенные пучки конденсатора подается от общестанционных магистралей двумя циркуляционными насосами. Для подачи охлаждающей воды к газоохладителям генератора установлены два насоса.

Подогрев сетевой воды турбоустановки осуществляется в двух горизонтальных подогревателях ПСГ-1300-3-8-1, подключенных параллельно, паром из нижнего отопительного отбора. Предусмотрен резервный подвод греющего пара ПСГ турбины от коллектора пара 1,2 ата, расположенного по ряду «А». С турбоустановкой устанавливаются также пиковые подогреватели сетевой воды, как второй ступени подогрева. Пар на пиковые подогреватели забирается от производственного отбора турбины.

Турбина Т-100/120-130, а также все предусмотренные проектом оборудование пригодно к ремонту и размещается в зоне действия существующего мостового крана грузоподъемностью 100/20 т.

Организационная структура ТЭЦ - цеховая.

.2 Выбор энергетического котла

Паропроизводительность и число энергетических котлов для турбоустановки Т-100/120-130, которой расширяется Кумертауская ТЭЦ, выбираются по максимальному расходу пара с учетом расхода пара на собственные нужды в размере 3%, учитывая гарантийный допуск, возможное ухудшение вакуума, снижение параметров пара в допустимых пределах, потери пара на пути от парового котла к турбине:

т/ч

где т/ч - максимальный расход пара на турбину.

Выбираем энергетический котел ТГМЕ-464.

.2.1 Описание котла ТГМЕ-464

Котел ТГМЕ -464 предназначен для работы на природном газе и высокосернистом мазуте. Котел однобарабанный однокорпусный с естественной циркуляцией, имеет П-образную компоновку, работает под наддувом с низкими избытками воздуха.

Газомазутные горелки (16 штук), размещены в два яруса на задней стенке топочной камеры.

Барабан, внутренним диаметром 1600 мм, размещен перед основными колоннами карбаса пост на 4 м ниже потолочного перекрытия.

Вода из барабана направляется в экраны по опускным вертикальным стоечкам (диаметрам 465х40 мм). Нижние концы стояков присоединены перепускными трубами к экранным трубным панелям.

В верхней части топки по ее периметру размещены в два ряда горизонтальные двухходовые радиационные трубные панели первичного пароперегревателя. В опускном вертикальном газоходе размещен только экономайзер, висящий на своих отводящих трубах, концы которых также проходят между трубами потолочных панелей и присоединены к расположенным внутри шатра горизонтальным килекторам.

Фронтовая стена опускного газохода представляет собой цельносварную панель с проставками большей ширины между вертикальными трубами.

Котел ТГМЕ может быть изготовлен либо с собственным каркасом, либо без каркаса, т.е. подвешенным тягами к перекрытию здания котельной. Размеры котла в плане в осях колонн 25х24,9 м, отметка верха 34,5 м.

Для очистки поверхностей нагрева предусмотрена дробеочистка.

Таблица 3.2

Технические характеристики котла ТГМЕ-464

№ п/п	Показатель	Значение
1.	Завод-изготовитель	ПО ТКЗ
2.	Паропроизводительность, т/ч	500
3.	Давление пара на выходе из котла, МПа	13,73
4.	Температура подогрева воздуха, оС	259
5.	Температура уходящих газов, оС	137
6.	Температура питательной воды, оС	230
7.	Температура холодного воздуха, оС	30
8.	Температура горячего воздуха, оС	336
9.	Температура пара на выходе из котла, оС	560
10.	КПД (брутто), %	94,3
11.	Тип воздухоподогревателя	РВП
12.	Теплонапряжение топочного объема, кДж/м3ч	2409*103
13.	Поверхность нагрева, м2: - топки - пароперегревателя - экономайзера - воздухоподогревателя	809 3780 2570 55600
14.	Аэродинамическое сопротивление, кПа - по газам - по воздуху	4,14 5,49

.3 Выбор регенеративных подогревателей высокого и низкого давления, сетевых подогревателей

.3.1 Регенеративные подогреватели

Предназначены для ступенчатого подогрева конденсата и питательной воды за счет тепла пара, отбираемого из турбины. По давлению воды в трубном пучке и пара в межтрубном пространстве различают поверхностные подогреватели: высокого давления ПВД с коллекторной системой и низкого давления ПНД с трубной доской.

Выбор регенеративных подогревателей производится на основе приведенного теплового расчета.

.3.1.1 Подогреватели высокого давления

ПВД 7

Расчетные характеристики подогревателя:

- по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

по питательной воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПВ-475-230-50-I - 1 шт. (ПО ТКЗ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 477 м², зона ОП - 83 м², зона ОК - 41,5 м²

тепловой поток - 14,5 МВт

максимальная температура пара - 416^оС

гидравлическое сопротивление - 0,42 МПа

номинальный массовый расход воды - 166,7 кг/с (601 т/ч)

ПВД 6

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

по питательной воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПВ-425-230-35-I - 1 шт. (ПО ТКЗ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 425 м², зона ОП - 42 м², зона ОК - 63 м²

тепловой поток - 9,8 МВт

максимальная температура пара - 500^оС

гидравлическое сопротивление - 0,25 МПа

номинальный массовый расход воды - 152,8 кг/с (551 т/ч)

ПВД 5

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

по питательной воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПВ-425-230-23-I - 1 шт. (ПО ТКЗ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 425 м², зона ОП - 42 м², зона ОК - 63 м²

тепловой поток - 13 МВт

максимальная температура пара - 530^оС

гидравлическое сопротивление - 0,25 МПа

номинальный массовый расход воды - 152,8 кг/с (551 т/ч)

.3.1.2 Подогреватели низкого давления

ПНД 4

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

- по основному конденсату: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-200-16-7-I - 1 шт. (СЗЭМ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 200 м²

тепловой поток - 10,2 МВт

максимальная температура пара - 240^оС

гидравлическое сопротивление - 0,07 МПа

номинальный массовый расход воды - 97,2 кг/с (350 т/ч)

ПНД 3

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

по основному конденсату: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-200-16-7-I - 1 шт. (СЗЭМ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 200 м²

тепловой поток - 10,2 МВт

максимальная температура пара - 240^оС

гидравлическое сопротивление - 0,07 МПа

номинальный массовый расход воды - 97,2 кг/с (350 т/ч)

ПНД 2

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

по основному конденсату: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-130-16-10-II - 1 шт. (СЗЭМ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 130 м²

- тепловой поток - 7,3 МВт

максимальная температура пара - 400^оС

гидравлическое сопротивление - 0,09 МПа

номинальный массовый расход воды - 63,9 кг/с (230 т/ч)

ПНД 1

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПН-130-16-10-II - 1 шт. (СЗЭМ). Встроен в конденсатор.

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 130 м²

тепловой поток - 7,3 МВт

максимальная температура пара - 400^оС

гидравлическое сопротивление - 0,09 МПа

номинальный массовый расход воды - 63,9 кг/с (230 т/ч)

.3.2 Подогреватели сетевой воды

Предназначены для подогрева паром из отборов турбин сетевой воды, используемой для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения тепловых потребителей.

Выбор производится на основе приведенного теплового расчета и способа размещения, для турбины Т-100-130 горизонтальные подогреватели хорошо размещаются под камерой теплофикационного отбора между фундаментами турбин.

ПСГ 2

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с

по сетевой воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПСГ-1300-3-8-I - 1 шт. (ПО ТМЗ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 1300 м²

давление пара - 0,03 МПа

номинальный расход пара - 29,2 кг/с

давление воды - 0,88 МПа

номинальный расход воды - 556 кг/с

максимальная температура воды на входе - 120^оС

скорость воды в трубках - 1,7 м/с

тепловой поток - 64 МВт

гидравлическое сопротивление - 0,042 МПа

ПСГ 1

Расчетные характеристики подогревателя:

по пару отбора турбины: МПа, ^оС, кг/с.

по сетевой воде: МПа, ^оС, кг/с.

Выбираем: ПСГ-1300-3-8-I - 1 шт. (ПО ТМЗ).

Характеристика подогревателя:

поверхность нагрева - 1300 м²

давление пара - 0,03 МПа

номинальный расход пара - 29,2 кг/с

давление воды - 0,88 МПа

номинальный расход воды - 556 кг/с

максимальная температура воды на входе - 120^оС

скорость воды в трубках - 1,7 м/с

тепловой поток - 64 МВт

гидравлическое сопротивление - 0,042 МПа

3.4 Выбор деаэратора

Деаэратор предназначен для удаления из воды растворенных агрессивных газов (кислорода и углекислоты), регенеративного подогрева основного конденсата и является место сбора и хранения питательной сетевой воды.

Выбор деаэратора производится по расходу питательной воды, возможно, большей пропускной способности. Объем бака деаэрированной воды выбирается с десятиминутным запасом воды при работе с максимальной нагрузкой: кг/с =470 т/ч;

Расчетный запас воды:

м³;

Выбираем: ДП-500М-2 (БКЗ).

Характеристика деаэратора:

номинальная производительность - 138,9 кг/с (500 т/ч)

рабочее давление - 0,59 МПа

рабочая температура - 158,2^оС

полезная вместимость аккумуляторного бака БД-100-1 - 100 м³

площадь поверхности охладителя выпара ОВП-18 - 18 м²

.5 Выбор конденсатора

Предназначен для превращения отработанного в турбине пара в конденсат.

Конденсатор входит в теплообменное оборудование, комплектующее турбину, и тип его всегда указан в перечне оборудования, поставляемого с турбиной. С турбоустановкой Т-100-130 устанавливается конденсатор типа 80 КЦС-1.

Характеристика конденсатора:

поверхность теплообмена - 9000 м²

расход охлаждающей воды - 16000 м³/ч

гидравлическое сопротивление - 36 кПа

количество корпусов - 1 шт.

.6 Выбор насосов

.6.1 Питательный насос

Служит для перекачки питательной воды из деаэратора через подогреватели высокого давления в парогенератор.

Для выбора питательного насоса необходимо при известной производительности определить напор (давление) и мощность насоса.

Максимальная производительность и мощность насоса с учетом 5% запаса равна:

т/ч

Расчетный напор питательного насоса должен превышать давление пара перед турбиной, с учетом потерь в тракте, на 25-40%, т.е. приближенно можно считать:

МПа

Определяем расчётную мощность питательного насоса по формуле:

кВт

Исходя из полученных данных, выбирается один центробежный многоступенчатый электронасос на 100% нагрузки без резерва, перекачивающий воду с температурой до 160^оС: ПЭ-500-180 (ПО «Насосэнергомаш»).

Характеристика питательного насоса:

производительность - 500 т/ч

давление насоса - 18,1 МПа

напор - 1970 м

допустимый кавитационный запас - 15 м

частота вращения - 2900 об/мин

номинальная мощность питательного насоса - 3150 кВт

КПД насоса - 78%

.6.2 Конденсатные насосы

Служат для подачи конденсата из конденсатора через подогрев низкого давления в деаэратор.

Конденсатные насосы выбираются по максимальной нагрузке на конденсатор, т.е. количеству пара, поступающего в конденсатор после ЦНД и мощности:

Давление в конденсатном насосе равно: МПа.

Максимальную нагрузку на конденсатор находим по формуле:

кг/с =8000 т/ч - расход охлаждающей воды на конденсатор;

- кратность охлаждения.

кг/с =320 т/ч

Определяем расчётную мощность конденсатного насоса по формуле:

кВт

Исходя из полученных данных, принимаются два центробежных многоступенчатых электронасоса, обеспечивающих по 100% нагрузки каждый, один из этих двух резервный: КсВ-320-160 (ПО «Насосэнергомаш»).

Характеристики конденсатного насоса:

- производительность - 320 т/ч

допустимый кавитационный запас - 2 м

напор - 160 м

частота вращения - 1500об/мин

мощность - 186 кВт

КПД насоса - 75%

.6.3 Сетевые насосы

Служат для перекачки сетевой воды. Сетевые насосы выбираются по расходу сетевой воды, определяемому в тепловом расчете, и потребляемой мощности:

кг/с =1606 т/ч

Выбираем: СЭ-2000-100 - 2 шт., один из этих двух насосов резервный.

Характеристика сетевого насоса:

производительность - 200 м³/ч

напор - 100 м

допустимый кавитационный запас - 22 м

частота вращения - 3000 об/мин

мощность - 640 кВт

КПД насоса - 85%

.6.4 Конденсатные насосы сетевых подогревателей

Служат для возврата в тепловую схему турбоустановки конденсата сетевых подогревателей.

По расходу конденсата D^др=17,6 кг/с выбираем насос Кс-80-155 - 4 шт. (ПО «Насосэнергомаш»): два рабочих насоса соответственно у верхнего и нижнего сетевого подогревателя, а также два резервных, подключенных параллельно с рабочими насосами.

Характеристика конденсационного насоса:

производительность - 80 м³/ч

напор - 155 м

допустимый кавитационный запас - 1,6 м

частота вращения - 3000 об/мин

мощность - 52 кВт

КПД насоса - 65%

.6.5 Циркуляционные насосы

Служат для подачи охлаждающей воды в конденсатор с целью конденсации отработавшего в турбине пара.

Устанавливаем два насоса, без резерва, с суммарной подачей, равной расчетному расходу охлаждающей воды:

- коэффициент, учитывающий расход воды на маслоохладитель;

м³/ч - расход охлаждающей воды через конденсатор.

м³/ч

Принимаем осевой насос с поворотными лопастями по втулке (при остановленном насосе), лопасти могут быть установлены под различным углом: Оп2-87 - 2 шт. (НПД «Уралгидромаш»).

Характеристика циркуляционного насоса:

производительность - 7560¸13332 м³/ч

напор - 13,3¸9 м

допустимый кавитационный запас - 12ч10,7 м

частота вращения - 585 об/мин

потребляемая мощность - 262¸510 кВт

КПД насоса - 80%

.7 Выбор тягодутьевых машин

Дымососы и дутьевые вентиляторы предназначены для отсоса продуктов сгорания топлива и подачи воздуха, необходимого для горения. Для паровых котлов с наддувом (ТГМЕ-464) на газомазутном топливе вместо дутьевых вентиляторов применяют воздуходувные машины. Дымососы при этом не требуются, их устанавливают пока как резерв на время освоения паровых котлов с наддувом.

.7.1 Выбор дымососа

Выбираем резервный дымосос производительностью 100%. Примем открытую компоновку дымососа, который должен обеспечивать полную производительность парового котла с запасом 10%, 15% по напору. Эти запасы включают необходимые резервы, которые предусмотрены в характеристиках машины для регулирования работы котла.

Для выбора дымососа необходимо знать объём уходящих газов V_гв месте установки машины и сопротивление газового тракта ΔH.

Топливо-природный газ Уренгойского месторождения

Характеристика:

МДж/кг - располагаемое тепло на 1 м³ топлива;

м³/с - теоретический объём продуктов сгорания;

м³/с - теоретический объём воздуха, необходимый для сжигания одного м³ топлива.

Определяем объемный расход газов перед дымососом:

- расчётный расход топлива;

- коэффициент избытка воздуха;

- температура газов перед дымососом:

Количество тепла, отпускаемое энергетическими котлами:

т/ч

м³/ч

Расчётная производительность дымососа:

м³/ч

- коэффициент запаса.

Сопротивление газового тракта: кгс/см²

Необходимый напор дымососа:

- коэффициент запаса;

кгс/см²

Мощность электродвигателя:

кВт

- коэффициент запаса мощности электродвигателя.

Выбираем дымосос типа ДОД = 31,5 дм

Д - дымосос; О - осевой; Д - двухступенчатый; 31,5 - диаметр рабочего колеса, дм.

Для осевых дымососов применяют направляющие аппараты с односкоростным электродвигателем.

Характеристика дымососа:

производительность - 725/850 тыс.м³/ч

полное давление - 3,2/4,35 кПа

температура газа - 100^оС

частота вращения - 496 об/мин

потребляемая мощность - 790/1360 кВт

КПД - 82,5%

габариты - 11,63x7,04x6,97 м

масса без электродвигателя - 49,8 т

.7.2 Выбор дутьевого вентилятора

Объёмный расход воздуха перед вентилятором:

м³/ч

- избыток воздуха перед вентилятором

Сопротивление воздушного тракта: кгс/см²

Напор вентилятора:

кгс/см²

Мощность электродвигателя:

кВт

Выбираем дутьевой вентилятор ВДН -25*2

В - вентилятор, Д - дутьевой, Н - с загнутыми назад лопатками; 25 - диаметр рабочего колеса, дм.

Характеристика вентилятора:

производительность - 520 тыс.м³/ч

давление - 7,8 кПа

номинальная мощность электродвигателя - 1320 кВт

частота вращения - 980 об/мин

КПД - 86%

габариты - 6,9x4,4x5,2 м

масса без электродвигателя - 26,8 т

.8 Расчет и выбор дымовой трубы

Дымовая труба обеспечивает отвод в атмосферу дымовых газов и рассеивание в атмосферном воздухе неуловимых в газоочистительных устройствах частиц.

Выбор дымовой трубы производится так, чтобы загрязнения приземного слоя воздуха выбросами из дымовой трубы не превышало ПДК.

Исходные данные:

Топливо - мазут марки М-100

МДж/кг - располагаемое тепло на 1 м³ топлива;

м³/с - теоретический объём продуктов сгорания;

м³/с - теоретический объём воздуха, необходимый для сжигания одного м³ топлива;

- коэффициент избытка воздуха;

- температура уходящих газов;

- температура воздуха летом;

- температура воздуха зимой.

Количество тепла, отпускаемое энергетическими котлами:

т/ч

Расход топлива на котел:

м³/ч

.8.1 Расчет объемов продуктов сгорания

Объемный расход продуктов сгорания при нормальных условиях находим по формуле:

Объемный расход продуктов сгорания при температуре уходящих газов:

м³/с

Присосы за пределами котла находим по формуле:

- присосы воздуха в золоуловителе;

- присосы воздуха в газоходах.

Количество присасываемого воздуха при нормальных условиях:

м³/с

Количество присасываемого воздуха при температуре наружного воздуха:

Летом:

м³/с

Зимой:

м³/с

Плотность газов за котлом:

кг/м³

Плотность присасываемого воздуха:

Летом:

кг/м³

Зимой:

кг/м³

Массовый расход газов из котла:

кг/с

Масса присасываемого воздуха:

Летом:

кг/с

Зимой:

кг/с

Температура уходящих газов в устье дымовой трубы:

Летом:

^оС

плотность газов:

кг/м³

Зимой:

^оС

плотность газов:

кг/м³

Зная массовый расход и их плотность, находится объемный расход газов из котла в устье дымовой трубы:

Летом:

м³/с

Зимой:

м³/с

.8.2 Расчет выбросов окислов серы

Выброс окислов серы находим по формуле:

где =2% - содержание серы на рабочую массу;

- доля окислов серы, улавливаемых летучей золой в газоходах котла;

- доля окислов серы, улавливаемых в золоуловителе.

г/с

.8.3 Расчет выбросов окислов азота

Выброс окислов азота определяем по формуле:

К - коэффициент, характеризующий выход окислов азота условного топлива; для котлов паропроизводительностыо более 70 т/ч при номинальной нагрузке определяем по формуле:

кг/т

- коэффициент, учитывающий содержание в топливе азота;

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок);

- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;

- коэффициент, характеризующий снижение выброса окислов азота, при подаче части воздуха помимо основных горелок (при двухступенчатом сжигании);

- потеря теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива;

- степень рециркуляции газов.

г/с

.8.4 Определение газообразных вредностей создаваемых дымовой трубой

Определим максимальную приземную концентрацию выбросов вредных веществ из устья дымовой трубы:

- коэффициент температурной стратификации, зависящий от метеоусловий в данном районе;

- безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;

мг/м³ и мг/м³ - предельно допустимые концентрации вредных примесей на уровне дыхания;

г/с;

м - высота дымовой трубы;

м³/с - объемный расход газов из котла в устье дымовой трубы летом;

м³/с - объемный расход газов из котла в устье дымовой трубы зимой;

- разность температур уходящих газов и воздуха.

- летом;

- зимой;

Концентрация вредных веществ:

Летом:

мг/м³

Зимой:

кг/м³

Из расчетов видно, что максимальные приземные концентрации выбросов вредных веществ не превышают ПДК. Существующая на Кумертауской ТЭЦ дымовая труба высотой Н=140 м удовлетворяет этим требованиям.

Вывод:

В данном разделе произведен выбор основного и вспомогательного оборудования. Выбор вспомогательного оборудования произведен на основе теплового расчета. Также произведен расчет приземных максимальных концентраций выбросов вредных веществ для выбора дымовой трубы.

турбоустановка тепловой сетевой подогреватель

ГЛАВА 4. РАСЧЁТ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ НОРМ ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ И ВОДООТВЕДЕНИЯ КУМЕРТАУСКОЙ ТЭЦ

Характеристики установленных на Кумертауской ТЭЦ турбоустановок приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Характеристики установленных на Кумертауской ТЭЦ турбоустановок

Тип турбоустановки	Количество	Расход охлаждающей воды (лето) Wл, м3	Расход охлаждающей воды (зима) Wз, м3	Выработка электроэнергии, МВт×ч
1	2	3	4	5
ПТ-60-90	1	7222,2	2359,43	46,8
ПТ-60-90	1	7222,2	2359,43	46,8
Т-100-130	1	2103,75	1825,86	69,6

Распределение объёмов всех видов вод в каждой технологической системе (кроме системы охлаждения) на отпуск электроэнергии и тепла производится пропорционально расходам топлива. Удельные расходы условного топлива на отпущенную тепло- и электроэнергию для Кумертауской ТЭЦ равны соответственно d_от^э = 357,7 г/кВт×ч и d_от^т = 136,3 кг/Гкал. Отпуск тепла и электороэнергии для Кумертауской ТЭЦ равны Т = 1004,88 Гкал и Э = 244,4 МВт.

Расход топлива в целом по Кумертауской ТЭЦ:

На отпущенную электроэнергию

B_ТЭС^Э = 357,7 г/(кВт×ч)×244,4 МВт×10^-³ = 87,42 т/ч;

На отпущенное тепло

B_ТЭС^Т = 136,3 кг/Гкал×1004,88 Гкал×10^-³ = 136,97 т/ч

Общий расход топлива

Втэс = B_ТЭС^Э + B_ТЭС^Т =224,39 т/ч

Система охлаждения

Таблица 4.2

Нагрев охлаждающей воды в конденсаторах турбогенераторов Кумертауской ТЭЦ (2007 г.)

Месяц	Температура на входе и выходе из конденсатора турбоагрегата №
	1		3		4		6
	tвх - tвых	Dt	tвх - tвых	Dt	tвх - tвых	Dt	tвх - tвых	Dt
Январь	20 - 40	20	19 - 28	9	19 - 29	10	17 - 25	8
Февраль	19 - 41	22	19 - 27	8	18 - 27	9	19 - 23	4
Март	23 - 42	19	21 - 26	5	21 - 25	4	18 - 26	8
Апрель	23 - 42	19	24 - 30	6	22 - 36	14	26 - 36	10
Май	23 - 29	6			28 - 49	21	22 - 34	12
Июнь	31 - 42	11	30 - 39	9	30 - 38	8	28 - 39	11
Июль	31 - 42	11	32 - 44	12	31 - 36	5	31 - 43	12
Август	30 - 43	13					23 - 41	18
Сентябрь	26 - 40	14	25 - 40	15	22 - 27	5	25 - 34	9
Октябрь	27 - 42	15	22 - 30	8	22 - 28	6	22 - 32	10
Ноябрь	23 - 43	20	21 - 27	6	21 - 26	5
Декабрь	23 - 43	20	21 - 27	6	21 - 26	5	20 - 28	8

Таблица 4.3

Расход охлаждающей воды

Месяц	Расход охлаждающей воды турбоагрегата № , т/ч
	1	3	4	6
Январь	1855	2264	1350	8988
Февраль	1505	1918	1411	8575
Март	1868	5074	2175	9911
Апрель	3056	4964	1389	9895
Май	7500		1680	12300
Июнь	7780	6920	1835	11325
Июль	7680	7027	2450	11525
Август	7250			11370
Сентябрь	5901	2450	13464
Октябрь	2680	3039	2175	12535
Ноябрь	2845	3314	2450	9469
Декабрь	2707	1527	1831	9262

Зима:

ТА №1

W_ох = 2359,43 м³/ч

Dt = 19,29°С

ТА №3

W_ох = 3157,14 м³/ч

Dt = 6,86°С

ТА №4

W_ох = 1825,86 м³/ч

Dt = 7,57°С

ТА №6

W_ох = 9805 м³/ч

Dt = 8°С

Лето:

ТА №1

W_ох = 7222,2 м³/ч

Dt = 11°С

ТА №3

W_ох = 5814,67 м³/ч

Dt = 12°С

ТА №4

W_ох = 2103,75 м³/ч

Dt = 9,75°С

ТА №6

W_ох = 11996,8 м³/ч

Dt = 12,4°С

Таблица 4.4

Тип турбоагрегата	Расход охлаждающей воды, м3/ч		Нагрев охлаждающей воды Dt, °С
	Лето	Зима	Лето	Зима
ПТ-60-90/13	7222,2	2359,43	11	19,29
ПТ-60-90/13	7222,2	2359,43	11	19,29
Т-100-130	2103,75	1825,86	9,75	7,57

Летний режим

Коэффициент испарения k = 0,0014. Перепад температур охлаждающей воды для каждого турбоагрегата приведён в таблице 4.1. Относительные потери с капельным уносом равны р_к.у. = 0,005.

Потери на испарение в градирне турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = k×Dt×W_ох = 0,0014×11×7222,2 = 111,22 м³/ч;

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = k×Dt×W_ох = 0,0014×11×7222,2 = 111,22 м³/ч;

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^и = k×Dt×W_ох = 0,0014×9,75×2103,75 = 28,72 м³/ч;

Потери с капельным уносом турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.×W_ох = 0,005×7222,2 = 36,11 м³/ч

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.×W_ох = 0,005×7222,2 = 36,11 м³/ч

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^к.у. = р_к.у.×W_ох = 0,005×2103,75 = 10,52 м³/ч

Расход продувочной воды системы определяется степенью упаривания воды при определённом методе обработки охлаждающей воды. Допустимый Рассчитываем допустимый коэффициент упаривания:

j_доп = (Щ₀)_доп / (Щ₀)^св = 5/2,66 = 1,88

Значение необходимой продувки

для турбогенератора ПТ-60-90:

= = 90,28 м³/ч

для турбогенератора ПТ-60-90:

= = 90,28 м³/ч

для турбогенератора Т-100-130:

= = 22,12 м³/ч

Расход свежей воды подаваемой в систему:

W_ох^св = W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у..

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 90,28 + 111,22 + 36,11 = 237,61 м³/ч.

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 90,28 + 111,22 + 36,11 = 237,61 м³/ч.

для турбоагрегата Т-100-130

W_ох^св = 22,12 + 28,75 + 10,52 = 61,39 м³/ч.

Расход оборотной воды:

W_ох^об = W_ох - (W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у.).

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^об = 7222,20 - (90,28 + 111,22 + 36,11) = 6984,59 м³/ч

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^об = 7222,20 - (90,28 + 111,22 + 36,11) = 6984,59 м³/ч

для турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^об = 2103,75 - (22,12 + 28,75 + 10,52) = 2042,36 м³/ч

Качество продувочной воды системы определяется по формуле:

(с^пр)_i = j×(c^св)_i.

Результаты расчёта качества продувочной воды системы сведены в таблицу 4.5

Таблица 4.5

Результаты расчёта качества продувочной воды системы охлаждения

Показатели качества	Коэффициент упаривания	Свежая вода	Продувочная вода
Ж0, мг-экв/л	1,88	4,13	7,76
Щ0, мг-экв/л	1,88	2,66	5,00
Са, мг/л	1,88	3,00	5,64
Mg, мг/л	1,88	1,13	2,12
Na, мг/л	1,88	19,30	36,28
SO42-, мг/л	1,88	68,76	129,27
Cl-, мг/л	1,88	15,70	29,52
SiO32-, мг/л	1,88	6,36	11,96
Fe, мг/л	1,88	0,35	0,66
Сu, мкг/л	1,88	18,70	35,16
NO2, мкг/л	1,88	17,00	31,96
NO3, мг/л	1,88	0,84	1,58
Орг, мг/л	1,88	9,76	18,35
Взв. веществава, мг/л	1,88	10,10	18,99

Зимний режим

Коэффициент испарения k = 0,0008. Перепад температур охлаждающей воды для каждого турбоагрегата приведён в таблице 4.1. Относительные потери с капельным уносом равны р_к.у. = 0,005.

Потери на испарение в градирне турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = k×Dt×W_ох = 0,0008×19,29×2359,43 = 36,41 м³/ч;

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = k×Dt×W_ох = 0,0008×19,29×2359,43 = 36,41 м³/ч;

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^и = k×Dt×W_ох = 0,0008×7,57×1825,86 = 11,06 м³/ч;

Потери с капельным уносом турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.×W_ох = 0,005×2359,43 = 11,80 м³/ч

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.×W_ох = 0,005×2359,43 = 11,80 м³/ч

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^к.у. = р_к.у.×W_ох = 0,005×1825,86 = 9,13 м³/ч

Допустимый коэффициент упаривания принимается таким же как и в летнем режиме:

j_доп = (Щ₀)_доп / (Щ₀)^св = 5/2,66 = 1,88

Значение необходимой продувки для турбогенератора ПТ-60-90:

= = 29,58 м³/ч

для турбогенератора ПТ-60-90:

= = 29,58 м³/ч

для турбогенератора Т-100-130:

= = 3,44 м³/ч

Расход свежей воды подаваемой в систему:

W_ох^св = W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у..

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 29,58 + 36,41 + 11,80 = 77,79 м³/ч.

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 29,58 + 36,41 + 11,80 = 77,79 м³/ч.

для турбоагрегата Т-100-130

W_ох^св = 3,44 + 11,06 + 9,13 = 23,63 м³/ч.

Расход оборотной воды:

W_ох^об = W_ох - (W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у.).

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^об = 2359,43 - (29,58 + 36,41 + 11,80) = 2281,64 м³/ч

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^об = 2359,43 - (29,58 + 36,41 + 11,80) = 2281,64 м³/ч

для турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^об = 1825,86 - (3,44 + 11,06 + 9,13) = 1802,23 м³/ч

Так как коэффициент упаривания не изменялся качество продувочной воды системы охлаждения в зимнем режиме такое же как и в летнем.

Усреднённые по сезонам нормы водопотребления и водоотведения для системы охлаждения определяем по формуле:

Нормы потребления свежей воды: для турбоагрегата ПТ-60-90

= 3,85 м³/МВт×ч

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 3,85 м³/МВт×ч

для турбоагрегата Т-100-130

= 0,70 м³/МВт×ч

Нормы потребления оборотной воды: для турбоагрегата ПТ-60-90

= 113,06 м³/МВт×ч

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 113,06 м³/МВт×ч

для турбоагрегата Т-100-130

= 31,54 м³/МВт×ч

Нормы водоотведения: для турбоагрегата ПТ-60-90

= 1,46 м³/МВт×ч

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 1,46 м³/МВт×ч

для турбоагрегата Т-100-130

= 0,21 м³/МВт×ч

Нормативы потерь (на капельный унос и потери в градирнях): для турбогенератора ПТ-60-90

= 2,39 м³/МВт×ч

для турбогенератора ПТ-60-90

= 2,39 м³/МВт×ч

для турбогенератора Т-100-130

= 0,49 м³/МВт×ч

Водоподготовительная установка

Установка двухступенчатого обессоливания

Производительность установки определяется внутристанционными потерями пара и конденсата и потерями за счёт невозврата конденсата внешними потребителями тепла.

Внутристанционные потери составляют 2% паропроизводительности котлов. Паропроизводительность установленных на Кумертауской ТЭЦ котлов составляет 2033 т/ч (см. табл. 4.6).

Таблица 4.6

Паропроизводительность и тепловая нагрузка энергетических котлов

№ котла	Марка парогенератора	Паропроизводительность, т/ч	Тепловая нагрузка, Гкал/ч
1	ТГМ-84	300,3	182
2	ТГМ-84	305,4	183
3	ТГМ-84	278	166
4	ТГМ-84	275	166
5	ТПЕ-430	309	182
6	ТГМЕ-464	295	190
Всего	7	2050,7	1252

Потери составят:

,7 т/ч×0,02 = 41,01 т/ч.

Потери за счёт невозврата конденсата внешними потребителями составят:

,7 т/ч×0,19 = 389,63 т/ч.

Таким образом, расчётная производительность установки подготовки добавочной воды составит:

,63 + 41,01 = 430,64 т/ч.

Фактическая среднегодовая производительность обессоливающей установки составляет 350,29 т/ч.

Рассчитаем сколько воды необходимо для восполнения внутристанционных потерь:

(41,01/430,64)×350,29 = 33,36 т/ч.

Для восполнения внешних потерь необходимо следующее количество воды:

(389,63/430,64)×350,29 = 316,93 т/ч.

Расчет качества известкованно-коагулированной воды Щ^ик = 0,69 мг-экв/л.

Дозу коагулянта (сернистого железа) принимаем ;

;

Солесодержание известкованно-коагулированной воды:

Общее количество осаждающихся веществ на 1 м³ обработанной воды составляет:

;

г/м³

Расход извести определим по формуле:

где 0,2 - избыток дозы извести, мг-экв/л.

г/м³

Количество недопала извести определяется по формуле:

где С - доля активной окиси кальция в товарном продукте, %.

г/м³

Количество продувочной воды на 1 м³ обработанной воды определим по формуле:

где a_шл - концентрация шлама в шламосборнике, равная примерно 3%.

м³/м³

б) Расчет количества сточных вод от ВПУ

Собственные нужды обессоливающей установки по данным за 2000 год составили 36,21 %. Таким образом, количество сточных вод составляет:

= 0,3621×350,29 = 126,84 м³/ч

Количество воды, подаваемой на установку:

Количество сточных вод от установки предварительной обработки не учитывается, поскольку вода после отстаивания шлама возвращается в осветлитель.

в) Расчет качественного состава сточных вод от ВПУ.

Расход реагентов на регенерацию ионитов определяется по следующим уравнениям:

;

Где , - удельные расходы соответственно едкого натра и серной кислоты на регенерацию ионитов, г-экв/г-экв;

åА - суммарное содержание анионов сульфатов, хлоридов, кремнекислоты, бикарбонатов, нитратов, органики, г-экв/м³;

åK - суммарное содержание катионов кальция, магния, натрия, г-экв/м³.

Сумма катионов составила 3,43 г-экв/м³, анионов - 2,95 г-экв/м³. Удельный расход кислоты по данным за 2000 год составил 126,69 г/г-экв или 2,59 г-экв/г-экв, а удельный расход щёлочи - 67,3 г/г-экв или 1,68 г-экв/г-экв. В результате эксплуатации обессоливающей установки за 2000 год было выработано 3076974 м³/год (350,29 м³/ч) обессоленной воды и образовалось 1114162,56 м³/год (126,84 м³/ч) сточных вод.

г-экв/ч;

г-экв/ч.

В 1 м³ сточных вод, поступающих в бак-нейтрализатор, содержится:

;

В бак-нейтрализатор поступает всего:

åК = 31,81 г-экв/м³;

åА = 42,6 г-экв/м³.

Избыток кислотности составляет:

åА - åК = 42,6 - 31,81 = 10,79 г-экв/м³.

Для нейтрализации избыточной кислотности необходимо добавлять 10,79 г-экв/м³ извести. После нейтрализации содержание кальция в сбросной воде увеличивается на значение кислотности:

Расчёт индивидуальных норм водопотребления и водоотведения обессоливающей установки

Расход очищенной воды на выработку тепла W_т.пер,=316,93 м³/ч

Расход сточной воды на выработку тепла W_т.ст = 114,76 м³/ч

Расход свежей воды на выработку тепла определяется по формуле:

W_т.св = W_т.пер + W_т.ст = 316,93 + 114,76 = 431,69 м³/ч.

Расход очищенной воды на выработку электроэнергии W_э.оч.,=33,36 м³/ч.

Расход сточной воды на выработку электроэнергии составил W_э.ст = 12,08 м³/ч.

Определяем расход свежей воды на выработку электроэнергии:

W_э.св = W_э.оч + W_э.ст= 33,36 м³/ч + 12,08 м³/ч = 45,44 м³/ч.

=114,76 +12,08 = 126,84 м³/ч.

Нормы потребления свежей воды по ВПУ, отнесённые на два вида продукции, в целом по Кумертауской ТЭЦ составляют:

Норма свежей воды на выработку тепла

= 0,43 м³/Гкал

Норма свежей воды на выработку электроэнергии

= 0,1859 м³/МВт×ч

Нормы водоотведения по ВПУ, отнесённые на два вида продукции:

Норма водоотведения, отнесённая к выработке тепла:

0,11 м³/Гкал

Норма водоотведения, отнесённая к выработке электроэнергии:

= 0,0494 м³/МВт×ч

Нормативы потерь в целом по ТЭЦ:

Норматив потерь при выработке электроэнергии

= 0,1365 м³/МВт×ч

Норматив переданной воды на выработку тепла

= 0,32 м³/Гкал

Установка подпитки теплосети

Производительность установки 600 т/ч.

За 2000 г было выработано 2203002 м³/год (250,8 м³/ч) химически очищенной воды.

Количество сточных вод от установки рассчитывается по формуле:

Определяем коэффициент собственных нужд натрий-катионитных фильтров. Катионит - сульфоуголь.

q_Na = 4,0 м³/м³;

e_Na = 300 мг-экв/м³;

;

Отсюда

Качественный состав сбросных вод:

;

где: - удельный расход соли на регенерацию сульфоугля.

Содержание остальных компонентов в сточной воде после натрий-катионитных фильтров по сравнению с исходной для ВПУ водой остается без изменения.

Сточные воды установки подпитки теплосети направляются в бак-нейтрализатор.

Норма водопотребления установки подпитки теплосети определяется по формуле:

= 0,26 м³/Гкал

Норму водоотведения установки подпитки теплосети находим по формуле:

= 0,007 м³/Гкал

Нормативы переданной другим потребителям воды определяются по формуле:

= 0,25 м³/Гкал

Испарительная установка (ЦТППСВ)

Количество сточных вод определяется по формуле:

где K_исп - коэффициент упаривания, СС^исх - солесодержание воды, поступающей в испаритель, мг/л, СС^конц - солесодержание концентрата испарителя, мг/л.

Солесодержание питательной воды и концентрата испарителей составляет соответственно 166,27 мг/л и 36,01 г/л. Коэффициент упаривания в данном случае будет равен:

Концентрации компонентов, содержащихся в концентрате испарителей, определим по следующему соотношению:

;

Концентрации компонентов в исходной воде и концентрате испарителей представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Компонент	Коэффициент упаривания	Концентрация компонентов в исходной воде		Концентрация компонентов в концентрате
		мг-экв/л	мг/л	мг-экв/л	мг/л
Ca	0,0046	1,6	32	347,83	6956,6
Mg	0,0046	0,6	7,2	130,43	1565,16
Na	0,0046	0,78	17,85	169,57	3900,11
Fe	0,0046		0,112		24,35
Cu	0,0046	0,00016	0,005		1,087
Cl	0,0046	0,41	14,7	89,13	3164,12
SO4	0,0046	1,5	72,1	326,09	15652,32
SiO2	0,0046	0,098	2,95	21,3	639

Усреднённый состав сточных вод (г-экв/м³) определяется по следующим равенствам:

Промывочные воды водогрейных котлов

Расход промывочных вод водогрейных котлов составляет 320 м³/год, или 0,04 м³/ч. расход промывочных вод целиком относится на отпуск тепла.

Норма промывочных вод водогрейных котлов рассчитывается по формуле:

Н^т.пп’= Н^т.пп = W^п.п/Т_тэс = 0,04/1004,88 = 3,98×10^-5 м³/Гкал

Химическая очистка котлов

Химическая очистка каждого котла производится один раз в четыре года 5%-ным раствором соляной кислоты с расходом 1000 м³ на одну чистку. Среднегодовое количество воды от очистки котла составляет

= 1750 м³/год = 0,2 м³/ч

Норма промывочных вод на на выработку электроэнергии составит:

Н^э.п.п = Н^э.ст = W^исх/Э_тэс = 0,2/244,4 = 0,0008 м³/МВт×ч

Вспомогательные производства

Норма водопотребления и водоотведения на вспомогательные нужды составит:

Н^э.п.п = Н^э.п.п’= W_в/Э_тэс= 15/244,4 = 0,06 м³/МВт×ч

Хозяйственно-питьевые нужды

К расходам воды на хозяйственно-питьевые нужды ТЭЦ относят расходы воды из городского водопровода на бытовые нужды работающих в цехах и административном здании ТЭЦ, на душевые, столовые, прачечные и гостиницу, находящиеся на территории ТЭЦ.

Нормы водопотребления и водоотведения рассчитываются в целом по ТЭЦ на два вида продукции пропорционально расходам топлива на их отпуск.

В таблице 4.8. приведён расчёт нормы питьевой воды Куметрауской ТЭЦ на 2007 год (согласно СниП 2.04.01.-85).

Таблица 4.8

	Численность, чел	Норма	Водопотребление		Водоотведение
			м3/сут	м3/год	м3/сут	м3/год
ИТР	227	0,015	3,405	1246,23	3,405	1246,23
Рабочие	684	0,025	17,1	6258,6	17,1	6258,6
Рем. персонал	350	0,025	8,75	3202,5	8,75	3202,5
Душевые	102 сетки		255	93330	255	93330
Столовая	1261 чел/сут	0,016	60,528	22153,248	60,528	22153,248
Мытьё посуды			50,44	18461,04	50,44	18461,04
Прачечная	50 кг белья/сут	0,075	3,75	1372,5	3,75	1372,5
Хим. лаборат.	32	0,46	14,72	5387,52	14,72	5387,52
Фонтанчики	20	0,072	34,56	12648,96	34,56	12648,96
Всего:			448,253	164060,6	448,253	164060,6

Расход свежей воды на хозяйственно-питьевые нужды по отношению к отпуску тепла рассчитываются по формуле:

= 11,40 м³/ч.

Расход свежей воды, на хозяйственно-питьевые нужды по отношению к отпуску электроэнергии находим по формуле:

W_х^э.св = W_х^э.ст = W_х - W_х^т.св = 18,68 - 11,40 = 7,28 м³/ч.

Нормы водопотребления и водоотведения по отношению к отпуску тепла находим по формуле:

Н_х^т.св = Н_х^т.ст = 11,40/1004,88 = 0,01 м³/Гкал.

Нормы водопотребления и водоотведения по отношению к отпуску электроэнергии определяем по формуле:

Н_х^э.св = Н_х^э.ст = W_х^э.св/Э_тэс. = 7,28/244,4 = 0,03 м³/МВт×ч

Расчет индивидуальных норм водопотребления и водоотведения в целом по Кумертауской ТЭЦ

На ТЭЦ норма потребления свежей воды на основные технологические нужды равна сумме норм потребления свежей воды в системе охлаждения и ВПУ.

и .

Поскольку в системе охлаждения нормы определяются для каждого турбоагрегата в отдельности, а в остальных технологических системах - в целом по электростанции, будет одинакова для всех турбин, а определяется для каждой турбины:

/ГДж;

(МВт×ч);

(МВт×ч)

Норма потребления оборотной воды равна норме оборотной воды системы охлаждения, так как технологические системы - прямоточные.

Нормы потребления оборотной воды:

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 113,06 м³/МВт×ч

для турбоагрегата Т-100-130

= 31,54 м³/МВт×ч

Норма потребления повторно или последовательно используемой воды на основные технологические нужды складываются из норм водотведения систем, сбрасывающих свои отработанные воды в систему ГЗУ (продувка системы охлаждения, сточные воды от ВПУ, химических очисток котлов, вспомогательного и подсобного производств, промывочные воды водогрейных котлов). Норма потребления последовательно используемой воды равна для всех турбоагрегатов:

(МВт×ч);

ГДж.

На вспомогательных производствах потребляется только последовательно используемая вода.

(МВт×ч).

Эта норма распространяется на все турбоагрегаты (как и норма водопотребления на хозяйственно-питьевые нужды).

(МВт×ч);

ГДж.

Индивидуальные нормативы потерь воды представляют собой сумму нормативов потерь воды на технологические, вспомогательные и хозяйственно-питьевые нужды.

На ТЭЦ вода теряется в основных технологических системах - системе охлаждения, ВПУ, ГЗУ.

и .

Нормативы потерь в основных технологических системах на отпуск тепла равны для всех турбоагрегатов:

ГДж.

Нормативы потерь в основных технологических системах на отпуск электроэнергии равны:

(МВт×ч);

Индивидуальные нормативы переданной воды равны сумме нормативов воды, переданной на подпитку теплосети, а также с теплом и паром на производство, и равны для всех турбоагрегатов:

ГДж.

Сточные воды от основных и вспомогательных систем ТЭЦ поступают в систему ПЛК, и только сточные воды из ПЛК сбрасываются в водоисточник.

Таким образом, нормы водоотведения для всех турбоагрегатов равны:

;

Нормы отведения хозяйственно-бытовых сточных вод, направляемых на городские очистные сооружения равны:

(МВт×ч);

ГДж.

Нормы, рассчитанные по направлениям использования воды (технологические, вспомогательные и хозяйственно-бытовые нужды), составляют индивидуальные нормы каждого турбоагрегата.

Для определения норм в целом по ТЭЦ необходимо укрупнить индивидуальные нормы каждого турбоагрегата.

Поскольку нормы водопотребления и водоотведения на единицу отпускаемого тепла каждым турбоагрегатом равны, они принимаются в целом по ТЭЦ.

Нормы водопотребления и водоотведения на единицу отпускаемой электроэнергии в целом по ТЭЦ определяются как средневзвешенное значение индивидуальных норм каждого турбоагрегата:

;

(МВт×ч);

(МВт×ч).

Нормы потребления и отведения воды по другим направлениям равны для каждого турбоагрегата и принимаются по ТЭЦ в целом.

Для оценки достоверности расчета норм проверяется баланс ТЭЦ:

Первая часть уравнения равна:

Вторая часть уравнения равна:

ГЛАВА 5. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ УРОВНЯ ВОДЫ В КОНДЕНСАТОРЕ

Среднее значение уровня воды в конденсаторе должно поддерживаться по возможности постоянным независимо от расхода пара через турбину или режима ее работы (теплофикационного или конденсационного). Стабилизация уровня необходима по условиям устойчивой работы конденсатных насосов и эжекторов.

Положение уровня регулируется путем изменения производительности конденсатных насосов. Нижний предел производительности насосов задается минимальным пропуском конденсата через эжекторы и систему регенеративных подогревателей. Поэтому при малых нагрузках турбины часть конденсата с напорной стороны конденсатных насосов должна вновь сбрасываться в конденсатор. С учетом этого требования и выполняется система регулирования уровня воды конденсаторе.

Как объект регулирования уровня конденсатор 1 представляет собой герметический бак с насосом на стоке. Объект не обладает свойством самовыравнивания. Регулирование уровня воды осуществляется путем изменения производительности конденсатных насосов 5 при воздействии на двухпоточный клапан (3 или 4).

При снижении уровня вследствие сброса нагрузки турбины рабочей клапана 4 закрывается, но обеспечивает требуемый нерегулируемый пропуск воды в системе охлаждение эжекторов 6 и регенеративных подогревателей. При дальнейшем снижении уровня начинает открываться клапан рециркуляции 3, поддерживая уровень воды в конденсаторе. Для удобства управления и согласованности в работе клапаны 3 и4 выполнены в одном корпусе и управляются одним исполнительным механизмом.

Обычно на регулятор уровня 2 поступают два входных сигнала - по уровню конденсата H_ки по положению регулирующего органа ЖОС.

ГЛАВА 6. РАСЧЁТ СЕБЕСТОИМОСТИ ЕДИНИЦЫ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

.1 Исходные данные

Турбоагрегаты:

ПТ-60-90

Т-100/120-130

Кумертауская ТЭЦ с поперечными связями. Основной вид топлива - газ, резервный - мазут.

Заработная плата промышленно-производственного персонала - 14 000 рублей в месяц.

Заработная плата административно-управленческого персонала - 21000 рублей в месяц.

Стоимость: топлива (мазут) - 5500 руб./т

воды - 8 руб./м³

.1 Определение величины капитальных вложений в строительство Кумертауской ТЭЦ

Капитальные вложения в строительство ТЭЦ с разнотипных оборудованием:

тыс. руб. - капитальные затраты на головной котел;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие котлы;

тыс. руб. - капитальные затраты на головную, максимальную по мощности турбину типа Т-100-130;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие турбины типа Т-50-130;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие турбины типа ПТ;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие турбины типа Р;

- поправочный коэффициент на место расположения строительства станции.

Годовой отпуск тепла паром отопительных параметров:

ГДж/ч - номинальный часовой расход тепла в отопительных отборах турбины типа Т;

ГДж/ч - номинальный часовой расход тепла в отопительных отборах турбины типа ПТ;

час. - число часов использования максимальной нагрузки по пару отопительных параметров.

тыс.ГДж/год

Суммарный годовой отпуск тепла с ТЭЦ:

- годовой отпуск с ТЭЦ паром, находим по формуле:

ГДж/т - коэффициент, учитывающий разность энтальпий пара в отборы производственных параметров и энтальпии возвращаемого на регенерацию конденсата;

- годовой расход пара производственных параметров, находим по формуле:

т/ч - номинальный годовой расход пара производственных параметров из турбины типа ПТ;

т/ч - номинальный годовой расход пара производственных параметров из турбины типа Р;

час. - число часов использования максимальной нагрузки по пару производственных параметров регулируемых отборов турбины типа ПТ и Р.

тыс.т/год

тыс.ГДж/год

Годовая выработка электрической энергии на ТЭЦ турбиной каждого типа:

- номинальная мощность турбоустановки;

- число часов использования номинальной мощности

Т-100-130	МВтч
Т-50-130	МВтч
ПТ-135-130	МВтч
ПТ-80-130	МВтч	МВтч
Р-40-130	МВтч

Годовая выработка электрической энергии на ТЭЦ:

МВтч

Установленная расчетная мощность ТЭЦ МВт

Число часов использования расчетной установленной мощности в целом по ТЭЦ:

час

Расход электрической энергии на собственные нужды:

- удельный расход электрической энергии на собственные нужды для каждого типа турбин;

- годовая выработка электрической энергии турбиной каждого типа.

Годовой расход электрической энергии на собственные нужды ТЭЦ, отнесенный на выработку тепловой и электрической энергии, соответственно составляют:

кВтч/ГДж - удельный расход электрической энергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск единицы теплоты.

МВтч

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды, отнесенный на производство электрической энергии:

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции:

- годовой отпуск электрической энергии турбиной каждого типа:

Т-100-130	МВтч
Т-50-130	МВтч
ПТ-135-130	МВтч
ПТ-80-130	МВтч
Р-50-130	МВтч
Р-40-130	МВтч

МВтч

Удельный расход условного топлива:

- удельный расход условного топлива по отпуску электрической энергии каждого типа турбоагрегата;

К=0,86 - поправка на КПД, который зависит от вида топлива (для мазута).

Годовой расход условного топлива на производство электрической и тепловой энергии:

тут/год

=400 кг тут/ГДж - удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии в целом по ТЭЦ.

тут/год

.2 Определение эксплуатационных расходов и издержек ТЭЦ

Затраты на топливо, сжигаемое на ТЭЦ в течение года:

руб/т - прейскурантная цена на мазут;

руб/т - стоимость перевозки 1 т натурального топлива при транспортировке его по ж/д путям;

- годовой расход натурального топлива, находим по формуле:

МДЖ/кг - удельная теплота сгорания мазута;

а - потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли.

тнт/год

тыс. руб/год

Затраты на воду:

т/ч - номинальная паропроизводительность всех установленных энергетических котлов;

МВт - установленная мощность станции;

тыс.руб/год - годовая плата в бюджет за воду в зависимости от типа турбин и системы технического водоснабжения в расчете на одну турбину;

- для твердого топлива;

руб/т - коэффициент, учитывающий затраты на 1 т пара суммарной производительности всех котлов;

руб/кВт - коэффициент, учитывающий затраты в рублях на 1 кВт установленной мощности.

тыс.руб/год

Затраты на основную заработную плату:

- доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала;

чел/МВт - удельная численность эксплуатационного персонала;

МВт - установленная мощность станции;

руб/год - средняя заработная плата одного производственного рабочего в год;

- районный коэффициент оплаты труда.

тыс. руб/год

Дополнительная заработная плата:

тыс. руб/год

Расчет отчислений на социальное страхование:

тыс. руб/год

Расчет расходов на содержание и эксплуатацию оборудования:

- коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования;

- амортизационные отчисления по производству оборудования, находим по формуле:

- норма амортизационных отчислений;

- себестоимость оборудования:

тыс. руб.

Определение цеховых расходов:

тыс. руб.

Затраты на общестанционные расходы:

руб/год - средняя годовая заработная плата одного работника административно-управленческого персонала;

- численность административно-управленческого персонала от численности промышленно-производственного персонала.

чел.

- районный коэффициент оплаты труда.

тыс. руб/год

Общие издержки производства ТЭЦ:

.3 Составление калькуляции электрической и тепловой энергии

Коэффициенты распределения затрат:

на тепловую энергию:

на электрическую энергию:

- годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом расхода электрической энергии на собственные нужды;

- годовой расход условного топлива станцией.

Годовые издержки на отпуск теплоты:

тыс.руб/год

Себестоимость единицы отпущенной тепловой энергии:

руб/ГДж

Себестоимость единицы отпущенной электрической энергии:

коп/кВтч

Удельные капитальные вложения:

руб/кВтч

Таблица 6.1

Полученные результаты

№ п/п	Наименование статей затрат	Годовые издержки производства
		И, тыс. руб/год	Структура, %
1	Топливо	6828087,495	95,54
2	Вода на технические нужды	13434,00	0,19
3	Основная заработная плата производственных рабочих	37326,24	0,52
4	Дополнительная заработная плата производственных рабочих	3432,624	0,052
5	Отчисления на социальное страхование с заработной платы	14986,48	0,21
6	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	201647,88	2,82
7	Цеховые расходы	18148,31	0,26
8	Общестанционные расходы	29819,77	0,42
Итого:		7147182,8	100

Таблица 6.2

Технико-экономические показатели ТЭЦ-3

№ п\п	Параметры	Обозначение	Размерность	Величина
1	Установленная мощность станции	МВт460
2	Число часов использования номинальной установленной мощности	ч5961
3	Суммарный годовой отпуск тепла с ТЭЦ	ГДж/год32621000
4	Годовой отпуск электрической энергии с шин станции	МВтч24978785

5 Удельные расходы топлива: - на отпуск электрической энергии - на отпуск тепловой энергии

кгут/кВтч

кгут/ГДж170,11

40
6	Удельные капитальные вложения	руб/кВтч3865,65
7	Цена натурального топлива	руб/т5500

8 Себестоимость: - электрической энергии - тепловой энергии

коп/кВтч

руб/кВтч

,53

164,3

Вывод:

В данном разделе произведено определение технико-экономических показателей Кумертауской ТЭЦ, себестоимость электрической энергии, которая составляет 71,53 коп/кВтч, себестоимость тепловой энергии равной 164,3 руб/ГДж, капитальные вложения в строительство ТЭЦ, эксплуатационные расходы.

ГЛАВА 7. ТРЕБОВАНИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

.1 Организация охраны труда при эксплуатации турбогенераторов

.1.1 Требования охраны труда перед началом работы

Помещение цеха и все оборудование необходимо содержать в исправном состоянии и надлежащей чистоте. Запрещается загромождать помещение цеха или хранить в нем какие-либо материалы и предметы. Проходы в цехе и выходы из цеха должны быть всегда свободными. Двери для выхода из цеха должны легко открываться. Разлитые или протекшие жидкости должны быть при необходимости нейтрализованы и удалены, а места, где они были пролиты, вытерты.

.1.2 Требования охраны труда во время работы

.1.2.1 Подготовка турбоагрегата к пуску

Пуск турбоагрегата после монтажа, из резерва, капитального, среднего и текущего ремонта производится под руководством начальника цеха или его заместителя.

При подготовке турбогенератора к пуску необходимо:

убрать все посторонние предметы в машинном зале, на вспомогательных площадках; убедиться, что все рабочие места и оборудование чисты;

осмотреть изоляцию цилиндров в районе подшипников и паропроводов отборов и при обнаружении попадания масла на тепловую изоляцию, потребовать замены тепловой изоляции;

тщательно очистить все скользящие поверхности опор подшипников турбины, направляющих шпонок, «диванчиков» от грязи, краски; очистить все изолирующие шайбы на маслопроводах генератора от грязи, краски; очистить маслоисточник желоба подшипников от мусора, грязи, теплоизоляции:

убедиться в отсутствии посторонних предметов под рычагами, шестернями, роликами.

.1.2.2 Эксплуатация генераторов

Контролировать давление водорода в корпусе генератора. Производить периодическое прослушивание генератора, возбудителя. Вести контроль за чистотой водорода в оболочке генератора. Не допускать посторонних лиц на площадки обслуживания генератора. Перед пуском турбогенератора проверить отсутствие посторонних лиц, особенно на токопроводах.

При систематическом появлении водорода в картерах подшипников необходимо при первой возможности остановить генератор, картера подшипников продуть углекислым газом, а при большей концентрации водорода осуществлять непрерывную подачу в них углекислого газа вплоть до останова турбогенератора.

. Подготовка масляной системы, органов регулирования и автоматики.

Тщательно осматривать маслопроводы турбогенератора и его подвески. Убирать посторонние предметы. Проверять, что маслопроводы не нагружены посторонними грузами. Категорически запрещается использование маслопроводов для крепления такелажных приспособлений и подвески грузов, лесов. Осмотреть все фланцевые соединения и убедиться в их облопачивании.

Подготовить маслобак турбины к заполнению маслом, предварительно удалить все посторонние предметы с крышки маслобака. Установить в бак все фильтры, закрыть плотно все крышки маслобака. Тщательно и регулярно осматривать импульсные линии к манометрам. Не менее одного раза в сутки следует осматривать плотность всех фланцевых соединений маслопроводов и, особенно, в закрытых масляных коробах.

Перед пуском осмотреть конденсационную и регенеративную установки. Убедиться, что водоуказательные стекла включены в работу и освещены.

Убедиться в отсутствии давления пара перед главной паровой задвижкой (ГПЗ). Собрать электросхемы электропроводов и открыть ГПЗ для проверки защит турбины. По программе произвести проверку всех защит турбогенератора и работу сигнализации.

.1.3 Требования охраны труда в аварийных ситуациях

При возникновении пожара необходимо немедленно сообщить начальнику цеха, удалить в безопасное место людей и, по возможности горючие вещества. Приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения. При возгорании на электрооборудовании к тушению огня приступить только после снятия напряжения.

При опасности возникновения аварийной ситуации принять меры по ее предупреждению (остановить оборудование или механизм, снять напряжение, отключить подачу пара или воды, оградить опасную зону, вывесить предупреждающие плакаты и т.д.) и сообщить начальнику цеха.

При обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паропроводах, коллекторах, питательных трубопроводах, в корпусах арматуры необходимо срочно доложить начальнику цеха и по его распоряжению вывести работающих с аварийного оборудования, оградить опасную зону и вывесить знаки безопасности «Осторожно! Опасная зона!».

.2 Характеристики опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации турбогенераторов

К опасным производственным факторам относятся факторы, воздействие которых на работающего приводят к травме. К вредным - факторы, которые приводят к заболеванию.

Трубопроводы, сосуды и оборудование, работающие под давлением пара горячей воды с параметрами: температура , давление . Оборудование, работающее под давлением, должно быть рассчитано на давление источника среды и иметь предохранительные устройства, исключающие повышение давления в оборудовании выше разрешенного. Все горячие части оборудования, трубопроводов, сосудов, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию.

Электрическое напряжение. Все электродвигатели, электросборки, щиты, оболочки кабелей должны иметь надежные заземления, присоединенные к стационарному контуру заземления. При производстве ремонтных работ на вращающихся механизмах питающие кабели должны быть отсоединены и на них наложено переносное заземление. Если кабели не отключаются от электродвигателей, переносные заземления накладываются в сборках на масляных выключателях, рубильниках, автоматах и применяются другие меры, препятствующие ошибочному включению отключающего устройства.

Движущиеся и вращающиеся части производственного оборудования, к которым возможен доступ работающих, должны иметь механические защитные ограждения. Ограждения, дверцы и крышки должны быть снабжены приспособлениями для надежного удержания их в закрытом (рабочем) положении и в случае необходимости сблокированы с приводом машины и механизмов для их отключения при снятии ограждения. Кожухи полумуфт должны быть выполнены таким образом, чтобы незакрытая часть вращающегося вала с каждой стороны была не более 10 мм.

Повышенный уровень шума. Шум оказывает вредное воздействие на организм человека. При его длительном воздействии снижается острота слуха, изменяется кровяное давление, ослабляется внимание, ухудшается зрение, происходит изменение в дыхательных центрах, нарушается координация движения. Интенсивный шум является причиной нарушений сердечно-сосудистой системы, нормальной функции желудка и ряда других нарушений в организме человека.

Повышенный уровень вибрации. Вибрация неблагоприятно воздействует на организм человека, особенно если частота ее колебаний совпадает с частотами резонанса всего организма человека или некоторых органов. Систематическое воздействие общих вибраций в резонансной или околорезонансной зоне может стать причиной вибрационной болезни. Эта болезнь проявляется в виде головных болей, головокружений, плохого сна, пониженной работоспособности, плохого самочувствия, нарушений сердечной деятельности.

Недостаточная освещенность. Неудовлетворительное освещение может исказить информацию, кроме того, оно не только утомляет зрение, но и вызывает утомление организма. Неправильное освещение может являться причиной травматизма: плохо освещенные опасные зоны, слепящие лампы и блики от них, резкие тени ухудшают или вызывают полную потерю ориентации работающих.

В воздухе рабочей зоне КТЦ возможно повышенное содержание вредных веществ, таких как: аммиак, водород, серная кислота, едкий натр, гидразингидрат, энергетические масла.

.3 Техника безопасности при обслуживании турбоегенартора Т-100-130

Во избежание разноса турбина с отбором пара может быть отключена от сети только после того, как отключающий убедится, что после посадки стопорного клапана ваттметр агрегата показывает ноль.

При испытании автомата безопасности нахождение на площадке обслуживания турбины лиц, непосредственно не участвующих в испытании запрещается. Испытание должно производиться под непосредственным руководством ответственного руководителя работ, наблюдающего за скоростью вращения ротора турбины по тахометру. Остальной персонал, участвующий в испытании, должен быть расставлен следующим образом: один - непосредственно у автомата безопасности, второй - у байпаса ГПЗ.

Проверка посадки обратных рабочих клапанов и закрытия задвижек на линиях отборов должна производиться не реже 1 раза в месяц, а также при каждом капитальном ремонте турбины.

Одежда персонала на работе не должна иметь развевающихся пол, рукавов и прочее, на голове носить пластмассовую каску.

Все вращающиеся, соединительные муфты и приводы должны иметь ограждения. Каждый дежурный должен следить за исправностью ограждения машин и приводов, а также муфт насосов. Категорически запрещается снимать ограждения или оставлять их незакрепленными после ремонта.

Запрещается производить на ходу чистку, обтирку и смазку каких-либо вращающихся механизмов турбины, а также залезать под ограждения. При обтирке работающего оборудования, персонал обязан проявлять осторожность и исключительную внимательностью. При обтирке запрещается ходить и лазать по трубам, вставать ногами на кожухи муфт и подшипников. Обтирку необходимо производить материалами с подрубленными краями.

Запрещается прикасаться к токоведущим частям генератора и возбудителя. Запрещается без надобности стоять около муфт насосов, а также против фланцев трубопроводов под давлением.

Все фланцы паропроводов и питательных трубопроводов должны иметь изоляционные чехлы, особенно у мест постоянного местопребывания персонала. Трубы и фланцы паропроводов и другие горячие части, находящиеся вблизи маслопроводов, на которых возможно попадание масла, должны иметь обмывку листовым железом.

Необходимо вести тщательное наблюдение за плотностью соединительных частей и арматуры маслопроводов, не допуская подтеков масла.

Вентили и задвижки, находящиеся в неудобных местах, должны иметь дистанционный привод или площадки. Вентили и задвижки паропроводов и трубопроводов должны иметь указатель открытия и закрытия их, а также стрелки, указывающие направление открытия и закрытия и бирки достаточного размера с ясно размеченными номерами согласно схемы. На площадках с электроприводом имеющих концевой разъединитель для разрыва цепи управления, перед переходом на ручное управление необходимо разработать электросхему привода. Сборка электросхемы привода разрешается только после вывода штурвала из зацепления и установки в выточку валика штурвала фиксирующей пластинки.

Паропроводы и трубопроводы должны быть окрашены в стандартные цвета, а в местах разветвления и у вентилей должны иметься надписи со стрелками, указывающими направление течения среды.

При чистке масляных фильтров необходимо выемку и установку фильтров в масляном баке на работающей машине производить вдвоем. По окончании чистки или продувки пролитое масло немедленно вытереть.

Наблюдение за водомерными стеклами подогревателей бойлеров должны производиться на расстоянии. Стекла должны быть чистыми, хорошо освещены и обязательно ограждены металлическими сетами или оправкой специального стекла.

Дежурному персоналу турбинного отделения категорически запрещается производить какие-либо включения и выключения на силовых и осветительных электролиниях, а также какие бы то ни было подключения к ним. Дежурному персоналу разрешается менять лампочки, переключать шнуры и прочее только на линии с напряжением 12 вольт.

Вывод:

В данном разделе рассмотрены вопросы организации охраны труда при эксплуатации турбогенераторов, характеристики опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации турбогенераторов, техника безопасности при обслуживании турбогенератора Т-100-130.

ГЛАВА 8. СНИЖЕНИЕ ВЫБРОСОВ ОКСИДОВ АЗОТА В АТМОСФЕРУ

Одним из основных источников экологически негативного воздействия на окружающую природную среду является энергетика. Тепловые электростанции - основной источник загрязнения природы в энергетике.

Тепловые электростанции, потребляя свыше трети добываемого в виде топлива, могут оказывать существенное влияние как на окружающую среду в районе их расположения, так и на общее состояние биосферы. Взаимодействие электростанции с внешней средой определяется выбросами в атмосферу дымовых газов, тепловыми выбросами и выбросами загрязненных сточных вод.

При сжигании твердого топлива наряду с окислами основных горючих элементов - углерода и водорода в атмосферу поступает зола с частицами недогоревшего топлива, сернистый и серный ангидриды, окислы азота, некоторое количество фтористых соединений, а также газообразные продукты неполного сгорания топлива. При сжигании сернистых мазутов с дымовыми газами в атмосферу поступают сернистый и серный ангидриды, окислы азота, газообразные и твердые продукты неполного сгорания, соединения ванадия, соли натрия, а также отложения, удаляемые с поверхностей нагрева котлов при очистке. Большинство этих компонентов относятся к числу токсичных и даже в сравнительно невысоких концентрациях оказывают вредное воздействие на природу и человека.

.1 Нормативы выбросов оксидов азота

Наиболее опасными выбросами ТЭС являются оксиды азота. Содержание оксидов азота определяет токсичность продуктов сгорания мазута на 40-50%, а природного газа на 90-95%. Кроме того, оксиды азота под воздействием ультрафиолетового излучения активно участвуют в фотохимических реакциях в атмосфере с образованием других вредных газов.

Источником образования оксидов азота служит азот воздуха и топлива. В атмосферном воздухе содержится 78,% азота по объему. Азот является составной частью рабочей массы топлива. Содержание азота в топливе относительно невелико: до 1-1,5% в топочном мазуте и природном газе, в отдельных месторождениях природный газ содержит до 4% молекулярного азота.

Среди различных оксидов азота практическое значение в экологическом аспекте имеют только монооксид NO и диоксид NO₂ азота, сумму которых принято обозначать как NO_x. Монооксид азота - прозрачный бесцветный газ, превращающийся в жидкость при температуре -157,7оС и атмосферном давлении. Это малоактивный, плохо растворимый в воде газ. Образующиеся при сжигании топлива и содержащиеся в дымовых газах оксиды азота на 97-99% состоят из NО. Монооксид азота относительно менее токсичен, чем NO₂. Принятые значения ПДК оксидов азота в атмосфере - максимально разовая (ПДКМР) и среднесуточная (ПДКСС) - приведены ниже:

Формы оксидов азота	ПДКМР	ПДКСС
NО	0,6	0,06
NO2	0,085	0,04

Однако в шлейфе дымовых газов из труб ТЭС происходит доокисление NO до NO₂, степень которого зависит от большого количества факторов, среди которых - метеоусловия, химический состав атмосферы, время суток и др., и находится в пределах 60-80%.

В отличие от NO диокисд NO₂ более активный в химическом отношении газ красно-бурого цвета с удушливым и резким раздражающим запахом. Диоксид азота хорошо растворим в воде, легко сжижается при атмосферном давлении и температуре 21,15^оС в красно-бурую жидкость, которая при температуре 10,2^оС твердеет, образуя бесцветные кристаллы.

.2 Первичные мероприятия, направленные на уменьшение выбросов оксидов азота

Для снижения выбросов оксидов азота на электростанциях проводят следующие первичные, или режимно-технологические, мероприятия:

1. Использование горелок с низким выбросом оксидов азота (снижение NO_x до 60%). У горелок с низким выбросом оксидов азота, которые созданы в многочисленных вариантах, организована ступенчатая подача воздуха. Принцип работы такой горелки заключается в следующем: В ядро факела подается количество воздуха, недостаточное для обеспечения полноты горения (кислородный «голод»), в то время как во внешнюю зону горелок подается избыточное количество воздуха, чтобы обеспечить полноту сгорания топлива.

2. Ступенчатое сжигание топлива (снижение NO_x на 35-45%). При ступенчатом сжигании топлива горелки в топке котла размещают в несколько ярусов (обычно три-четыре яруса). Подача воздуха изменяется тоже поярусно. При двухступенчатом сжигании нижний ряд горелок получает недостаточное количество воздуха, а верхние ряды горелок, наоборот, получают избыточное его количество.

Наилучший эффект дает трехступенчатое сжигание, прежде всего, на котлах с топками с жидким шлакоудалением, и особенно сжигание высокосернистых топлив при обеспечении минимальной газовой коррозии экранных труб.

3. Рециркуляция дымовых газов (снижение NO_x до 33%). Рециркуляция дымовых газов из конвективной шахты в тракт воздуха осуществляется, как правило, с помощью дополнительного дымососа. Благодаря рециркуляции дымовых газов снижаются концентрация кислорода в зоне горения топлива и температура горения. Уменьшение выбросов оксидов азота может быть доведено: до 30% - при сжигании мазута; до 33% - при сжигании природного газа.

4. Впрыск воды в ядро факела (снижение NO_x на 25-44%). Впрыск воды в ядро факела снижает максимальную температуру в ядре факела и тем самым препятствует образованию термических оксидов азота. Количество впрыскиваемой воды составляет примерно 10% от расхода топлива. Этот способ снижает выбросы примерно на 25% и одноременно снижает КПД котла приблизительно на 0,7%.

. Комбинация первичных мероприятий (снижение NO_x до 90%). Для достижения нормы выбросов оксидов азота при сжигании топлив в топках котлов, как правило, применяют комбинации первичных методов. На газомазутных котлах чаще всего используют следующие комбинации первичных мероприятий:

- сочетание ступенчатого сжигания топлив с рециркуляцией дымовых газов;

установку полуподовых горелок в сочетании со ступенчатым сжиганием и с рециркуляцией дымовых газов.

Вывод: В данном разделе рассмотрены вопросы влияния выбросов оксидов азота на природу и человека, первичные мероприятия, направленные на уменьшение выбросов оксидов азота.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте рассмотрен вопрос модернизации Казанской ТЭЦ-3 турбоустановкой ПТ-80/100-130/13.

В главе 1 приведено краткое описание принципиальной тепловой схемы т/у ПТ-100/120-130.

В главе 2 «Расчет ПТС т/у Т-100/120-130» произведен расчет принципиальной тепловой схемы в номинальном и конденсационном режимах турбоустановки ПТ-100/120-130. При расчете в номинальном режиме определены следующие показатели:

1) Показатели тепловой экономичности турбоустановки: полный расход теплоты на турбоустановку , КПД турбоустановки с генератором по производству электроэнергии ; удельный расход теплоты на производство электроэнергии .

В главе 3 «Выбор основного и вспомогательного оборудования» произведен выбор основного и вспомогательного оборудования на основе теплового расчета. Также произведен расчет приземных максимальных концентраций выбросов вредных веществ для выбора дымовой трубы.

В главе 4 «Специальная часть. Расчет сетевого подогревателя ПСГ-1300-3-8-I» произведен тепловой и поверочный расчеты сетевого подогревателя ПСГ-1300-8-3-I. В ходе расчета определены конструктивные размеры подогревателя: необходимая поверхность нагрева - ; необходимое число трубок - ; необходимая площадь теплообмена одной трубки - ; длина трубок - ; необходимая площадь трубной доски - ; необходимый диаметр корпуса подогревателя - .

В главе 5 «Автоматизация сетевого подогревателя ПСГ-1300-3-8-I» рассмотрен вопрос автоматизации сетевого подогревателя. Выбраны следующие виды автоматизации: измерение температуры воды, пара на входе в подогреватель; измерение, регулирование, сигнализация и блокировка температуры воды на выходе из подогревателя; измерение температуры конденсата на выходе из подогревателя; измерение давления воды на входе и выходе из подогревателя; измерение давления пара на входе в подогреватель; измерение расхода сетевой воды; измерение расхода пара на входе в подогреватель; измерение, регулирование, сигнализация и блокировка уровня конденсата в подогревателе.

В главе 6 «Расчет себестоимости единицы тепловой и электрической энергии» произведено определение технико-экономических показателей Кумертауской ТЭЦ, себестоимость электрической энергии, которая составляет 71,53 коп/кВтч, себестоимость тепловой энергии равной 164,3 руб/ГДж, капитальные вложения в строительство ТЭЦ, эксплуатационные расходы.

В главе 7 «Требования, обеспечивающие безопасность труда при эксплуатации турбогенераторов» рассмотрены вопросы организации охраны труда при эксплуатации турбогенераторов, характеристики опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации турбогенераторов, техника безопасности при обслуживании турбоегенартора Т-100-130.

В главе 8 «Снижение выбросов оксидов азота» рассмотрены вопросы влияния выбросов оксидов азота на природу и человека, первичные мероприятия, направленные на уменьшение выбросов оксидов азота.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Рыжкин В.Я. «Тепловые электрические станции», М: Энергоиздат, 1987г.

2. «Паровые и газовые турбины» под редакцией А.Г.Костюка, В.В.Фролова, М.: Энергоатомиздат, 1985г.

. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.. «Тепловые и атомные электрические станции», М.: Издательство МЭИ, 2000г.

. Леонков А.М., Яковлев Б.В. «Тепловые электрические станции. Дипломное проектирование», Минск: Высшая школа, 1978г.

. Соловьев Ю.П. «Вспомогательное оборудование паротурбинных электростанций», М.: Энергоиздат, 1983г.

. Гиршфельд В.Я. «Расчет стационарных теплообменников» пособие по курсовому и дипломному проектированию.

. Александров А.А., Григорьев Б.А. «Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара», М.: Энергия, 1980г.

. Григорьев В.А., Зорин В.М. «Тепловые и атомные электрические станции. Справочник», М.Энергоатомиздат, 1989г.

. Плетнев Г.П. «Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций», М.: Энергоиздат, 1981г.

. Русанов А.И., Измайлов М.О. «Методические указания к курсовому и дипломному проектированию по курсу «Экономика энергетики», М.: Энергия, 1992г.

. Денисенко Г.Ф. «Охрана труда», М.: Высшая школа, 1985г.

. «Безопасность жизнедеятельности», под общей редакцией С.В.Белова, М.: Высшая школа, 2004г.

. Абрамов А.И., Елизаров Д.П., Ремезов А.Н. и др. «Повышение экологической безопасности тепловых электростанций», М.: Издательство МЭИ, 2001 г.

14. Рихтер Л.А. «Охрана водного и воздушного бассейнов от выбросов тепловых электростанций», М.: Энергоиздат, 1981г.

Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130