Модернизации котельной путем установки ГТУ

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Другое
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

643,84 Кб
Опубликовано:

2013-03-14

Все дипломные работы по другим направлениям

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Модернизации котельной путем установки ГТУ

Реферат

Объектом исследования является районная котельная №3 г. Борисова.

Цель дипломного проекта заключается в исследовании модернизации котельной путем установки ГТУ.

В процессе проектирования выполнены следующие исследования: расчет тепловой схемы, схемы электроснабжения, укрупненный расчет ГТУ, тепловой расчет подогревателя сетевой воды. Рассмотрены вопросы системы автоматического управления котла, приведен технико-экономический расчет показателей работы мини-ТЭЦ.

Приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние объекта исследования, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

Введение

Районная котельная №3 г. Борисова является производственно-отопительной и входит в состав Минских теплосетей РУП «Минскэнерго», предназначена для централизованного теплоснабжения промышленных предприятий и жилых массивов г. Борисова. Обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города

В данном дипломном проекте рассматривается модернизация котельной №3 города Борисова. Для увеличения эффективности работы котельной модернизация предусматривает установку газотурбинной установки «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция) перед котлом утилизатором и котла-утилизатора двух- барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК), вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г. Подольск, Россия) с вырабатываемыми параметрами пара: Р_н.д.=0,7 МПа и Р_в.д.=8,0 МПа.

В условиях современной экономики определяющим фактором успешного развития любого промышленного предприятия является эффективное экономичное энергоснабжение. Постоянные увеличения цен на энергоресурсы, существенно влияют на рентабельность продукции предприятий и ставят перед собой задачи, решить которые необходимо немедленно. Только введение новых энергосберегающих технологий и инноваций позволит сохранить конкурентоспособность. Сегодня энергоснабжение существенной части промышленных предприятий осуществляется ТЭЦ, производственными или производственно-отопительными котельными. Очевидно, что внедрение новых технологий в этот сектор приведет к удешевлению энергоносителей и как следствие к возрастанию рентабельности промышленных предприятий. Рациональная энергетическая политика в сфере промышленности и энергетики сможет решить поставленную задачу.

августа 1999 года в соответствии с постановлением Совета Министров Республики Беларусь №941 «О подготовке народного хозяйства республики к работе в осенне-зимний период 1999/2000 года» Министерством экономики, концерном «Белэнерго» и Госкомэнергосбережением была разработана «Программа развития электрогенерирующих мощностей на основе паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установок с созданием мини ТЭЦ в республике в 2000-2005 годах». Целью программы является обеспечение повышения эффективности энергетического производства на базе развития малых ТЭЦ.

С целью использования теряемого теплового перепада пара в котельных программой предусматривается установка модульных турбоагрегатов (противодавленческая паровая турбина - генератор) различной мощности (0,6; 1,5; 3,5 МВт) на начальные параметры пара (13-14 ата) промышленных котлов. Отработанный после турбины пар давлением 2-5 атм должен использоваться на технологические нужды предприятия, либо в целях отопления и горячего водоснабжения.

Оборудование котельных турбинами небольшой мощности позволит:

повысить надежность электроснабжения котельных, что, в свою очередь, повышает надежность отпуска тепла;

получить дополнительную электроэнергию практически без увеличения вредного воздействия на окружающую среду. Вследствие того, что ГТУ И ПГУ ТЭЦ отличаются высокими экономическими показателями, программой предусматривается модернизация существующих ТЭЦ. Действительно, относительная выработка на тепловом потреблении на ПГУ ТЭЦ в 2,5 раза больше, а удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию в 1,3 раза меньше по сравнению с паротурбинной ТЭЦ. Срок окупаемости таких установок 3-4 года, а стоимость в 1,5 раза дешевле традиционных ТЭЦ.

В соответствии с программой внедрение парогазовых и газотурбинных технологий в первую очередь следует осуществлять на электростанциях, для которых уже определена целесообразность их внедрения по выполненным проектным и предпроектным разработкам с учетом выбранной площадки, обеспеченности тепловыми потребителями и наличием газообразного топлива.

При заданных тарифах на электроэнергию для промышленных предприятий и стоимости топлива срок окупаемости затрат, связанных с установкой в котельной турбогенераторов, зависит от их эффективности эксплуатации турбогенераторов и числа часов их использования в течение года.

В действующих котельных, в основном, используется природный газ, мазут, печное топливо, также уголь и торф

Для выработки электроэнергии в котельных единичной мощностью 10 Гкал/ч и выше предусматриваются паро- и газотурбинное электрогенерирующее оборудование различных типоразмеров, определенных энергопотенциалом котельных и условиями отпуска тепловой энергии от них.

Модернизация энергетического комплекса республики путем внедрения паротурбинных, газотурбинных технологий, а также ПГУ является перспективной. Она позволяет эффективно использовать энергоресурсы и увеличивает энергетическую защищенность страны. Поскольку Республика Беларусь не располагает достаточными запасами топливно-энергетических ресурсов. За счет собственной энергетической сырьевой базы покрывается около 15% потребности в энергии. На закупку топлива и электрической энергии затрачиваются значительные валютные средства, поэтому энергосбережение является приоритетом государственной политики в решении энергетической проблемы в стране. Очевидно, что от осуществления данной программы зависит дальнейшее развитие не только энергетики и промышленности, но и экономики всего государства.

1. Описание объекта проектирования

1.1 Существующее положение

Одним из основных централизованных источников теплоснабжения правобережной части города Борисова является Борисовский котельный цех №3 Жодинской ТЭЦ. Котельная обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города. В настоящее время нагрузки по отпуску тепла в виде пара отсутствуют.

Установленное и находящееся в работе основное оборудование котельного цеха № 3 (РК-3) представлено в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Основное оборудование

Тип оборудования (заводская маркировка) и его станционный номер	Установленная электрическая мощность (МВт) или производитель-ность (т/ч или Гкал/ч)	Давление пара или сетевой воды (кгс/см²)/ температура (ºС)	Год ввода в эксплуатацию	Примечание
Паровые котлы: Е-50-14-ГМ ст. №№ 1, 2 Водогрейные котлы: 2) КВГМ-100 ст. №№ 3, 4	50 т/ч 100 Гкал/ч	14 /197 25/150	1987 1992

Установленная тепловая мощность РК-3 - 257 Гкал/ч.

Теплоносителем для технологического теплоснабжения является насыщенный пар давлением 1,1…1,3 МПа (11…13 кгс/см²). Теплоносителем для систем горячего водоснабжения, отопления и вентиляции является сетевая вода. Сетевая вода из города поступает на сетевые насосы и затем по параллельной схеме направляется на подогреватели сетевой воды и водогрейные котлы.

Расчетный график отпуска тепла 130-70 ºС.

Система теплоснабжения - закрытая.

Вспомогательное оборудование котельной включает:

- деаэрационно-питательную установку паровых котлов;

- деаэрационно- подпиточную установку тепловых сетей;

- теплофикационную установку;

- подогреватели сырой и химочищенной воды;

- питательные насосы;

- сетевые насосы;

- насосы рециркуляции сетевой воды;

- двухступенчатуюнатрий-катионитную водопоготовительную установку;

- другое вспомогательное оборудование, обеспечивающее работу котельной.

Установленные котлоагрегаты ст. №№ 1…4 подключены к дымовой трубе высотой 150 м, диаметром устья 6,0 м. Дымососы и вентиляторы котлоагрегатов располагаются вне здания на дымососной площадке.

1.2 Тепловые нагрузки

Расчетные тепловые нагрузки зоны теплоснабжения районной котельной №3 г. Борисова составляют:

а) отпуск пара 1,3 МПа потребителям - 27,3 т/ч;

б) отпуск тепла в горячей воде (с учетом потерь в тепловых сетях) - 240,7 Гкал/ч, в том числе горячее водоснабжение - 22,7 Гкал/ч.

Возврат конденсата с производства - до 30 %.

Согласно СНБ 2.04.02-2000 «Строительная климатология» и ТКП 45-2.04-43-2006 «Строительная теплотехника. Строительные нормы проектирования» в проекте приняты следующие климатологические данные:

- расчетная температура наружного воздуха для отопления - минус 24^оС;

- средняя температура отопительного периода - минус 1^оС;

- Продолжительность отопительного периода - 199 суток.

Режим работы котельной круглосуточный. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение осуществляется по скорректированному графику 130-70°С. Горячее водоснабжение выполняется по схеме с закрытым водоразбором.

1.3 Технологическое решение по установке генерирующих мощностей

Предусматривается установка основного оборудования, примененного в качестве аналога:

Парогазовая установка ПГУ-65 МВт в составе:

- одна газовая турбина с осевым выхлопом отработанных газов в комплекте с генератором мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция).

- один паровой котел-утилизатор двух- барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК), вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г. Подольск, Россия) с вырабатываемыми параметрами пара: Р_н.д.=0,7 МПа и Р_в.д.=8,0 МПа;

- одна паровая конденсационная турбина Т-20-8,0 мощностью 20 МВт производства ОАО «ЛМЗ» (г. Санкт-Петербург, Россия).

Для пусковых операций блока ПГУ-65 МВт предусматривается установка:

- одного парового котла малой мощности типа КП-2,5-0,6 на параметры пара Р=0,6 МПа, с автоматической блочной газо-дизельной горелкой ГБ-2,2, производства ОАО «ГСКБ» (г. Брест).

- За аналог турбины малой мощности принят противодавленческий блочный турбоагрегат типа ТГ-0,75А/0,4 Р13/2 мощностью 0,75 МВт производства ОАО «Силовые машины-КТЗ» (г. Калуга, Россия).

2. Основные технические характеристики устанавливаемого основного оборудования

2.1 Газовая турбина

Газовая турбина типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция) представляет собой одновальную установку стационарной конструкции, заключенную в единый общий корпус, с пятнадцатиступенчатым компрессором, три первых стационарных ступени имеют изменяемую геометрию. Для минимизации утечек через концевые части лопаток между четвертой и пятнадцатой ступенью применены истираемые уплотнения. Кольцевая камера сгорания имеет сварную конструкцию с термоизолирующим покрытием, что снижает уровень теплопередачи и удлиняет срок службы. Трехступенчатая турбина выполнена в виде одного модуля для простоты обслуживания и закреплена на валу компрессора. Предусмотрено охлаждение аэродинамической поверхности лопаток и лопаток направляющего аппарата. Также выполняется охлаждение фланцев статора, что позволяет уменьшить рабочие зазоры и увеличить производительность (КПД).

Холодный конец газовой турбины соединен с генератором через понижающий редуктор, снижающий скорость вращения турбины с 6600 об/мин до 1500…1800 об/мин.

Работа турбины в стандартном исполнении предусматривает сжигание газового и жидкого (дизельного) топлива. Газовая турбина сочетает высокие показатели надёжности и эффективности с низким уровнем вредных выбросов. Горелки с предварительным смешением топлива с воздухом обеспечивают низкий уровень выбросов эмиссии NО_x и СО - не более 15 ppm (parts per million) при сжигании газового топлива и не более 25 ppm при сжигании жидкого (дизельного) топлива, в диапазоне нагрузок от 50 до 100 %.

Турбина выполнена с осевым отводом выхлопных газов.

Собственно турбина, редуктор и генератор поставляется с укрытием в блочном звуко- и термоизолирующем контейнере.

Система комплексной воздухоочистительной установки (КВОУ) снабжена фильтрами и шумоглушителем.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Техническая характеристика газовой турбины

Номинальная мощность на клеммах электрогенератора, МВт	45
КПД на клеммах генератора в простом цикле, %	37
Степень сжатия	20
Расход воздуха, кг/с	121,2
Расход природного газа, нм³/ч	12х10³
Давление природного газа, МПа	2,7…3,0
Температура газов на выходе, ºС	538
Массовый расход выхлопных газов кг/с	130
Частота вращения, об/мин	6600
Уровень звука в одном метре от укрытия ГТУ не превышает, дБА	85
Масса ГТУ, т	90

Газотурбинная установка SGT-800 включает в себя:

- блок газовой турбины;

- генератор;

- возбудитель;

- вспомогательные системы;

- пусковой комплекс;

- систему забора и фильтрации воздуха;

- блок-модуль электротехнического оборудования и системы автоматики;

- системы охлаждения;

- трансформаторное оборудование;

- систему пожаротушения;

Системы и блоки поставляются заказчику в виде отдельных блок-модулей.

Основные модульные блоки:

- блок-модуль газовой турбины на фундаментной плите;

- блок-модуль генератора-возбудителя;

- блок-модуль системы пуска ГТУ;

- блок-модуль электротехнический и средств КИПиА;

- вспомогательные системы, смонтированные на единой раме;

- система подвода воздуха (комплексная воздухоочистительная система - КВОУ).

Монтаж ГТУ SGT-800 после установки модулей на фундаменты включает в себя установку системы подвода воздуха, охладителя смазочного масла, воздухо-воздушные охладители, воздушного компрессора, комплектного распредустройства и монтаж ограждающих конструкций турбины и генератора. Охладитель смазочного масла устанавливается на опорной конструкции, примыкающей к ограждению турбины. Воздухоохладитель устанавливается на крыше электротехнического блок-модуля.

Генератор воздушного охлаждения и бесщеточный возбудитель оборудованы системой смазки, системой охлаждения, необходимыми приборами контроля, управления и автоматики.

Боковая система коробов забора воздуха направляет отфильтрованный воздух во входящий коллектор компрессора. Коллектор рассчитан на обеспечение эффективного потока воздуха в компрессор. Параллельные щитовые шумоглушители расположены в системе воздухозабора с целью снижения уровня шума.

ГТУ оснащена системой электрозапуска от тиристорного пускового устройства.

Газовая турбина, редуктор и генератор имеют общую систему маслоснабжения. В качестве смазочного масла используется стандартное турбинное минеральное масло.

Модульная конструкция установки, малое количество узлов, долгий срок их службы и доступность при техническом обслуживании обеспечивают длительный межремонтный ресурс и снижают эксплуатационные издержки в целом.

2.2 Котел-утилизатор

Паровой котёл-утилизатор КУ производства ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск» двухбарабанного типа выполнен по двухконтурной схеме с принудительной циркуляцией среды в испарительных контурах. КУ имеет встроенный газовый подогреватель конденсата (ГПК), вертикального исполнения с индивидуальной дымовой трубой.

По ходу газов в котле последовательно расположены поверхности нагрева:

- пароперегреватель высокого давления (ВД) первой ступени;

- пароперегреватель ВД второй ступени;

- испаритель ВД;

- экономайзер ВД второй и третьей ступени;

- пароперегреватель низкого давления (НД);

- испаритель НД;

- экономайзер ВД и НД второй ступени;

- экономайзер НД;

- газовый подогреватель конденсата (ГПК).

Все поверхности нагрева выполнены из спирально-оребренных труб и подвешены к собственному каркасу КУ через промежуточные металлоконструкции. Обшивка котла выполняется из стального профилированного листа.

В комплект заводской поставки КУ входят:

- собственно котел;

- газоход от газовой турбины до котла (включая диффузор);

- устройство шумоглушения, конфузор и газоход до дымовой трубы;

- плотный шибер за КУ;

- газо-водяной теплообменник (ГПК);

- деаэрационно-питательная установка;

- циркуляционные насосы контуров;

- водо-водяной охладитель конденсата и пр.

Техническая характеристика представлена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Техническая характеристика парового котла-утилизатора

Контур высокого давления:
- производительность по пару, т/ч	59,8
- давление пара на выходе, МПа (абс)	8,0
- температура пара на выходе, ºС	490
Контур низкого давления:
- производительность по пару, т/ч	14,5
- давление пара на выходе, МПа	0,7
- температура пара на выходе, ºС	221
- теплопроизводительность ГПК, Гкал/ч	7,9
- теплопроизводительность охладителя конденсата, Гкал/ч	7,9
- температура питательной воды для обоих контуров, ºС	133
- расход газов через котёл, кг/с	130
Окончание таблицы 2.2
Температура газов:
- на входе в котёл, ºС	538
- на выходе из котла, ºС	104
- масса котла, т	2525

Конструкция котла и его поставочная блочность обеспечивают проведение монтажа поставочными блоками или с их доукрупнением на месте монтажа.

Конструкция котла также обеспечивает условия для проведения механизированного ремонта его узлов в соответствии с типовыми требованиями.

3. Расчет принципиальной тепловой схемы

3.1 Аннотация

В данном дипломном проекте в качестве теплотехнической системы исследуется парогазовая установка, полученная в результате модернизации котельной №3 г. Борисова. Выполнение теплового расчета производится в определенной последовательности, которая характерна методике математического моделирования технических систем на макроуровне, а именно:

- синтез расчетной технологической схемы системы исследования;

- разработка математической модели исследуемой системы, анализ и уточнение области исследования;

- разработка алгоритма реализации математической модели;

- составление программы на ЭВМ для последующего исследования;

- проведение численного исследования и параметрическая оптимизация исследуемой системы (объекта), анализ полученных результатов.

3.2 Синтез расчетной структуры исследуемого объекта

Определим состав схемы технологической схемы (совокупность элементов), структуру (систем связей между элементами) и совокупность режимных и конструктивных параметров при заданных характеристиках сырьевых потоков и готовой продукции, функции цели и ограничения на параметры.

Существуют различные методы и подходы к синтезу технологических схем. В данном случае на первом этапе задачу синтеза ограничиваем только определением состава элементов и структуры схемы, при этом допускается применение самого простого подхода, используемого в практике традиционного «ручного» проектирования.

На основании информации, полученной в результате предварительного обследования объекта моделирования, формируется его расчетная технологическая схема (рисунок 3.1). Для реализации каждой стадии технологического процесса подбирается один или несколько технических элементов.

Рисунок 3.1 - Расчетная технологическая схема модернизации районной котельной №3 в г. Борисове:

I - компрессор; II - камера сгорания; III - газовая турбина; IV,X - электрогенератор; V - ступень высокого давления КУ; VI - ступень низкого давления КУ; VII - газо-водяной подогреватель; VIII - ступень высокого давления паровой турбины; IX - ступень низкого давления паровой турбины; XI - деаэратор; XII - точка смешения; XIII - конденсатор; XIV - подогреватель сетевой воды; XV - точка разделения потока конденсата; XVI - точка смешения потоков конденсата.

После определения состава технологических элементов устанавливаем и уточняем связи между ними по потокам вещества и энергии, определяются также связи с внешними системами, в том числе с окружающей средой.

Схема включает 16 элементов и 32 связи. Более подробная технологическая схема данной расчётной установки изображена в графической части проекта.

Рассмотрим TS-диаграмму парогазовой установки. Идеальный термодинамический цикл парогазовой установки состоит из двух циклов - газового а-б-в-г-а- и пароводяного 1-2456-3789-10-11 (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Термодинамический цикл парогазовой установки:

а-б-в-г-а - газовый цикл; 1-2456-3789-10-11 - пароводяной цикл

В схеме парогазовой установки, работающей с раздельными потоками продуктов сгорания и водяного пара, воздух, сжатый в компрессоре I, подается в камеру сгорания II, куда также подается топливо (природный газ). Дымовые газы поступают в газовую турбину, и, воздействуя на лопатки турбины, вырабатывают электроэнергию. Теплота выхлопных газов после газовой турбины используется для подогрева питательной воды, а также для дальнейшего получения пара и его перегрева. Каждое рабочее тело - водяной пар и продукты сгорания топлива - движутся по самостоятельным контурам, и воздействие между ними осуществляется лишь в форме теплообмена.

Электрическая энергия вырабатывается в двух генераторах, приводимых в движение паровой (VIII и IX) и газовой (III) турбинами, при чем часть энергии расходуется на привод компрессора (I). Пар после паровой турбины попадает в конденсатор (XIII), где конденсируется, затем часть конденсата поступает на подогрев сетевой воды и направляется в деаэратор. С деаэратора конденсат поступает в парогенератор.

3.3 Составление математической модели

Математическая модель объекта может быть представлена в виде совокупности математического описания структуры системы, системы балансовых уравнений (СБУ) элементов системы, системы ограничений на параметры и функции цели.

Графически структуру и связи элементов представим с помощью графа (рисунок 3.3).

Рисунок 3.3 - Граф технологической системы

Выполним кодирование графа с использованием структурной матрицы (таблица 3.1) и матрицы видов связей (таблица 3.2).

Таблица 3.1 - Структурная матрица

№ связи	№ элемента																СУММА
	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	XIII	XIV	XV	XVI
1	1																1
2	1		-1														0
3	-1	1															0
4		1															1
5		-1	1														0
6			-1	1													0
7					1												1
8					1											0
9						-1	1										0
10							-1										-1
11											-1	1					0
12					1							-1					0
13						1						-1					0
14					-1			1									0
15						-1			1								0
16								-1	1								0
17								-1	1								0
18									-1	1							0
19									-1				1				0
20													1				1
21													-1				-1
22													-1		1		0
23														1	-1		0
24														-1		1	0
25															-1	1	0
26							1									-1	0
27							-1				1					0
28						-1					1						0
29														1			1
30														-1			-1
31				-1													-1
32										-1							-1

По признаку вида энергоносителя выбираем соответствующие уравнения параметров состояния и характеристик процессов. Все параметры и зависимости между ними рассмотрим соответственно как переменные и функции, заданные на графе. Полное число параметров связей V исследуемой системы заданного типа при общем количестве связей J и числе однопараметрических связей Р составляет:

= 3J - 2P или V = P + 3N (соответственно J = P + N), (3.1)

где N - число трехпараметрических связей.

Таблица 3.2 -Матрица видов связей

№	Вид энергоносителя
связи	Воздух	Вода	Топливо	Продукты сгорания	Механ. Энергия	Электр. энергия	Теплота	Пар	Потери
1	1
2					1
3	1
4			1
5				1
6					1
7				1
8				1
9				1
10				1
11		1
12		1
13		1
14								1
15								1
16								1
17					1
18					1
19								1
20		1
21		1
22		1
23		1
24		1
25	1
26		1
27		1
28								1
29		1
30		1
31						1
32						1
Параметр	G,P.t	G.P,t	Состав,	Состав,	W	E	Q	G.P,t
связи			G.P,t	G.P,t

На практике возможны варианты теплоносителей и рабочих тел, характеризующиеся и другим числом параметров, например, поток сухого насыщенного пара характеризуется двумя параметрами, поток раствора - четырьмя (расход, температура, давление, концентрация одного из компонентов раствора), поток смеси из n газов - четырьмя и более параметрами (расход, температура, давление, концентрация n-1 компонентов смеси). хотя в последних двух случаях одному потоку раствора или смеси газов можно противопоставить два или несколько потоков компонентов раствора или смеси. В общем случае полное число параметров смеси, представленной графом, в общем случае можно представить как сумму

(3.2)

где P, L, N, K и H - соответственно количество одно-, двух-, трех-, четырех- и m-параметрических связей в схеме системы.

В дальнейшем будем считать, что материальный состав теплоносителя, или рабочего тела, известен, и реализуемая им связь характеризуется тремя параметрами.

Дополнительно для исследуемой схемы составим матрицу смежности (таблица 3.3), матрицу контуров (таблица 3.4), матрицу процессов (таблица 3.5), которые необходимы для дальнейшего ее анализа.

Таблица 3.3 - Матрица смежности

	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	XIII	XIV	XV	XVI	Σ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
I		1															1
II			1														1
III	1			1													2
IV																	0
V						1		1									2
VI							1		1		1						3
VII											1						1
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
VIII									1								1
IX										1			1				2
X																	0
XI												1					1
XII				1	1											2
XIII															1		1
XIV																1	1
XV														1		1	2
XVI							1										1

Из матрицы смежности следует, что элементы IV и X не входят ни в один из контуров схемы.

Таблица 3.4 - Матрица контуров

№	№ внутренних связей																				Ранг контура
контура	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22
1	1	1	1																		3
2						1		1												1	3
3						1	1		1			1	1	1			1	1	1		9
4						1	1		1		1		1	1			1	1	1		9
5						1		1		1			1	1			1	1	1		8
6				1		1	1			1			1	1			1	1	1		9
7						1	1		1			1	1	1	1	1		1	1		10
8						1	1		1		1		1	1	1	1		1	1		10
9						1		1		1			1	1	1	1		1	1		9
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	18	19	20	21	22
10				1		1	1			1			1	1	1	1		1	1		10
11					1	1		1											1		4
12				1	1	1	1												1		5
13				1		1	1													1	4
Частота связей	1	1	1	4	2	12	8	4	4	4	2	2	8	8	4	4	4	8	10	2

Таблица 3.5 - Матрица процессов

№	№ п/п связи
элемента	1	2	3	4	5
I	1	2	-3
II	3	4	-5
III	5	-2	-6	-7
IV	6	-31
V	7	12	-8	-14
VI	8	13	-9	-15	-28
VII	9	26	-10	-27
VIII	14	-16	-17
IX	15	16	17	-18	-19
X	18	-32
XI	27	28	-11
XII	11	-12	-13
XIII	19	20	-21	-22
XIV	23	29	-24	-30
XV	22	-23	-25
XVI	24	25	-26

Для каждого элемента системы запишем уравнения: энергетического баланса, материальных балансов вещественных потоков. Названные уравнения имеют следующий вид:

- баланса энергии для k-го элемента

; (3.3)

- материального баланса для i-го энергоносителя в k-м элементе

; (3.4)

где G - расход энергоносителя;

W - мощность электрической или механической связи;

h - энтальпия энергоносителя исходящей (¢¢) или входящей (¢) связи элемента;

g - коэффициент, учитывающий потери связывающего потока в окружающую среду (для входящей связи - это коэффициент теплового, механического или электрического кпд, а для исходящей - обратная названным величина).

Система балансовых уравнений представлена в виде таблицы 3.6

Информационные переменные: G₁, G₄, G₅, G₁₂, G₁₅, G₂₈, G₁₉, G₁₃, G₁₁, G₂₀, G₂₃, G₂₉, G₂₅, h₁, h₃, h₄, h₅, h₇, h₈, h₁₁, h₁₄, h₁₅, h₉, h₁₀, h₂₇, h₁₆, h₁₉, h₂₀, h₂₁, h₂₂, h29, h24, h30, h26, W2, W6, W31, W17, W18, W32.

Используя выражение (3.5) определим количество независимых переменных R):

= I - B, (3.5)

где I - количество информационных переменных системы;- количество уравнений в математической модели.

R = I - B = 39 - 23 =16

Причем

= S + R=3 R = L + K, (3.6)

где S - количество зависимых переменных;

К - количество независимых регламентируемых переменных;- количество независимых управляемых переменных.

(3.7)

Приведенная система балансовых уравнений выглядит следующим образом:

) , (3.8)

) , (3.9)

) , (3.10)

) , (3.11)

) , (3.12)

) , (3.13)

) , (3.14)

) , (3.15)

) , (3.16)

) , (3.17)

) , (3.18)

) , (3.19)

) , (3.20)

) , (3.21)

) , (3.22)

) . (3.23)

Перечень параметров математической модели сведем в таблицу 3.7

Таблица 3.7 - Упрощённая матрица функциональных связей

№ уравнения	Нахождение параметра связи	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
		Номер уравнения
		G5	G15	h22	G11	h5	h8	h9	h26	h27	h24	W2	W6	W31	W17	W18	W32
		Обозначение параметра связи
1	G5		1	1	1					1						1	1
2	G15			1			1		1
3	h22								1				1		1
4	G11						1
5	h5		1	1						1
6	h8			1	1
7	h9																1
8	h26			1
9	h27												1
10	h24													1
12	W2	1								1
13	W6									1	1
14	W31										1
15	W17					1	1
16	W18						1					1
17	W32											1
		1	4		5	2	11	6	7	8	9	12	13	14		3	10

Алгоритм поиска последовательности решений уравнений с помощью матрицы функциональных связей представим в следующем виде:

) производится построчный просмотр матрицы для определения строк, в которых находится только одна независимая переменная. Наличие таких строк означает, что данные переменные могут быть определены в явном виде из соответствующих строкам уравнений (для таблицы 3.8: из уравнения 1 - переменную W₂; из уравнения 2 - переменную W₁₇ ; из уравнения 6 - переменную G₁₁ ; из уравнения 14 - переменную h₂₄ и из уравнения 13- переменную h₂₂);

) исключаем эти переменные и уравнения из дальнейшего просмотра. Переходим к пункту 2, делая проверку по числу исключенных переменных (уравнений), если число исключенных уравнений на очередном шаге просмотра равно нулю, то осуществляется переход к пункту 3. Следует отметить, что очередность расчета уравнений (зависимых переменных) определяется очередностью их исключения из дальнейшего поиска;

) производится просмотр оставшихся столбцов матрицы для выявления переменных, которые могут быть найдены только из одного уравнения. При обнаружении таких переменных соответствующие строки и сами переменные из дальнейшего просмотра исключаются;

) повторяем операцию пункт 3 до тех пор, пока число таких столбцов не будет равно нулю. После того, как число столбцов, принадлежащих только одной переменной, становится равным нулю, осуществляется переход к пункту 5;

) оставшиеся в матрице переменные должны определяться путем решения системы из уравнений, не исключенных в предыдущих пунктах. Предварительно определяется соответствие уравнений и переменных, т. е. определяется из какого уравнения можно выразить ту или иную переменную. Далее система уравнений приводится к виду, удобному для ее решения.

) При выполнении данного дипломного проекта в качестве итогового показателя эффективности сравниваемых вариантов системы принимаем один из энергетических критериев эффективности - КПД.

Задача оптимизации теплотехнической системы в этом случае конкретизируется следующим образом: найти значения параметров технологического процесса, состав элементов оборудования и вид технологической схемы, совокупности которых соответствуют максимуму критерия эффективности.

В данной постановке задания по дипломному проекту ограничиваемся параметрической оптимизацией: найти совокупность значений параметров технологического процесса, которые соответствуют экстремуму целевой функции.

В качестве итоговых критериев эффективности технологической системы выберем: КПД по отпуску электроэнергии , КПД по отпуску тепловой энергии . Функции цели можно записать в виде:

(3.35)

где - удельный расход условного топлива на производство электроэнергии, кг у.т./кВтч

Таблица 3.8- Таблица задаваемых параметров

Наименование параметра:		Пере-менная	Значение	Размерность
Компрессор ГТУ
	Температура воздуха перед компрессором	t1=	20,00	°С
	Температура воздуха после компрессора	t3=	215,87	°С
	Давление воздуха	p1=	0,10	МПа
	Степень сжатия	β=	6,00
	Расход воздуха	v1=	33,20	м3/м3
Продолжение таблицы 3.8
1		2	3	4
	Теплоемкость влажного воздуха до К	cp1=	1,34	кДж/(м3*°С)
	Теплоемкость влажного воздуха после К	cp3=	1,37	кДж/(м3*°С)
	Энтальпия воздуха перед компрессором	h1=	26,82	кДж/м3
	Энтальпия воздуха после компрессора	h3=	295,03	кДж/м3
	Показатель адиабаты	k=	1,40
Камера сгорания ГТУ
	Температура топлива	t4=	20,00	°С
	Физическая энтальпия топлива	h41=	29,70	кДж/м3
	Расход топлива	B4=	3,33	м3/с
	Низшая теплота сгорания топива	Qнр=	34800,00	кДж/м3
	Плотность ПГ при н.у.	ρпг=	0,77	кДж/м3
Газовая турбина ГТУ
	Давление газа перед турбиной	p5=	0,60	МПа
	Давление газа после турбины	p7=	0,10	МПа
	Температура газа после турбины	t7=	538,00	°С
	Теплоёмкость газа перед турбиной	cp5=		кДж/м3
	Теплоёмкость газа после турбины	cp7=	1,39	кДж/м3
	Энтальпия после турбины	h7=	кДж/м3
КУ высокого давления
	Расход питательной воды	G12=	16,61	кг/с
	Энтальпия питательной воды	h12=	2733,40	кДж/кг
	Энтальпия острого пара	h14=	3373,80	кДж/кг
КУ низкого давления
	Расход питательной воды	G13=	4,03	кг/с
	Энтальпия питательной воды	h13=	2733,40	кДж/кг
	Доля острого пара на ПТ	µ=	0,90
	Расход пара на турбину	G15=	3,62	кг/с
	Расход пара на деаэратор	G28=	0,40	кг/с
	Энтальпия острого пара	h15=	2890,94	кДж/кг
Дэаэратор
	Энтальпия питательной воды	h11=	2733,40	кДж/кг
Окончание таблицы 3.8
1		2	3	4
Конденсатор
	Теплопроизводительность ОК	Q13=	9195,00	кДж/с
	Давление конденсата	p19=	0,05	МПа
	Энтальпия конденсата после ПТ	h19=	2015,74	кДж/кг
	Теплота конденсации	r=	2432,70	кДж/кг
	Расход воды после К	G19=	20,24	кг/с

Паровая турбина
	Энтальпия пара НД на входе	h15=	2886,30	кДж/кг
Сетевой подогреватель
	Теплопроизводительность СП	Q14=	9195,00	кДж/с
	Доля конденсата на подогрев СВ	γ14=	0,50
	Расход конденсата на СП	G23=	10,12	кг/с
Газо-водяной подогреватель
	Температура ДГ на выходе из ГВП	t10=	104,00	°С
	Энтальпия ДГ на выходе из ГВП	h10=	138,00	кДж/м3
Значение коэффициента γ1=			0,95
Значение коэффициента γ2=			0,96
Значение коэффициента γ3=			0,94
Значение коэффициента γ4=			0,94
Значение коэффициента γ5=			0,92
Значение коэффициента γ6=			0,95
Значение коэффициента γ7=			0,96
Значение коэффициента γ8=			0,95
Значение коэффициента γ9=			0,95
Значение коэффициента γ16=			0,95

3.4 Разработка алгоритма и его программной реализации для ПЭВМ для анализа системы

После составления математической модели теплотехнической системы можно переходить к параметрической оптимизации. Эта процедура базируются на выполнении трех взаимосвязанных операций:

- выбор допустимых сочетаний значений параметров `x;

- реализация математической модели на ЭВМ;

- расчет функции цели.

Программа разработана в среде Microsoft Office Excel.

3.5 Численное исследование и анализ полученных результатов

Результаты расчета программы сведем в таблицу 3.9:

Таблица 3.9 - Результаты расчетов программы

Задаваемые величины:
Наименование параметра:		Переменная	Размерность	Вар-т 1	Вар-т 2	Вар-т 3	Вар-т 4	Вар-т 5
Компрессор ГТУ
	Температура воздуха до К	t1=	°С	-20,00	-10,00	0,00	10,00	20,00
	Температура воздуха после К	t3=	°С	149,13	165,82	182,50	199,19	215,87
	Давление воздуха	p1=	МПа	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
	Степень сжатия	β=		6,00	6,00	6,00	6,00	6,00
	Расход воздуха	v1=	м3/м3	33,20	33,20	33,20	33,20	33,20
	Теплоемкость влажного воздуха до К	cp1=	кДж/(м3*°С)	1,34	1,34	1,34	1,34	1,34
	Теплоемкость влажного воздуха после К	cp3=	кДж/(м3*°С)	1,36	1,36	1,36	1,36	1,37
	Энтальпия воздуха до К	h1=	кДж/м3	26,73	13,38	0,00	13,40	26,82
	Энтальпия воздуха после К	h3=	кДж/м3	202,43	225,46	248,57	271,76	295,03
	Показатель адиабаты	k=		1,40	1,40	1,40	1,40	1,40
Камера сгорания ГТУ
	Температура топлива	t4=	°С	20,00	20,00	20,00	20,00	20,00
	Физическая энтальпия топлива	h41=	кДж/м3	29,70	29,70	29,70	29,70	29,70
	Расход топлива	B4=	м3/с	3,33	3,33	3,33	3,33	3,33
Продолжение таблицы 3.9
1		2	3	4	5	6	7	8
	Низшая теплота сгорания топива	Qнр=	кДж/м3	34800,00	34800,00	34800,00	34800,00	34800,00
	Плотность ПГ при н.у.	ρпг=	кДж/м3	0,77	0,77	0,77	0,77	0,77
Газовая турбина ГТУ
	Давление газа перед турбиной	p5=	МПа	0,60	0,60	0,60	0,60	0,60
	Давление газа после турбины	p7=	МПа	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
	Температура газа после турбины	t7=	°С	538,00	538,00	538,00	538,00	538,00
	Теплоёмкость газа перед турбиной	cp5=	кДж/м3
	Теплоёмкость газа после турбины	cp7=	кДж/м3	1,39	1,39	1,39	1,39	1,39
	Энтальпия после турбины	h7=	кДж/м3	746,74	746,74	746,74	746,74	746,74
КУ высокого давления
	Расход питательной воды	G12=	кг/с	16,61	16,61	16,61	16,61	16,61
	Энтальпия питательной воды	h12=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
	Энтальпия острого пара	h14=	кДж/кг	3373,80	3373,80	3373,80	3373,80	3373,80
КУ низкого давления
	Расход питательной воды	G13=	кг/с	4,03	4,03	4,03	4,03	4,03
	Энтальпия питательной воды	h13=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
	Доля острого пара на ПТ	µ=		0,90	0,90	0,90	0,90	0,90
	Расход пара на турбину	G15=	кг/с	3,62	3,62	3,62	3,62	3,62
	Расход пара на деаэратор	G28=	кг/с	0,40	0,40	0,40	0,40	0,40
	Энтальпия острого пара	h15=	кДж/кг	2890,94	2890,94	2890,94	2890,94	2890,94
Дэаэратор
	Энтальпия питательной воды	h11=	кДж/кг	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40	2733,40
Конденсатор
	Теплопроизводительность ОК	Q13=	кДж/с	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00
	Давление конденсата	p19=	МПа	0,05	0,05	0,05	0,05	0,05
	Энтальпия конденсаса после ПТ	h19=	кДж/кг	2015,74	2015,74	2015,74	2015,74	2015,74
	Теплота конденсации	r=	кДж/кг	2432,70	2432,70	2432,70	2432,70	2432,70
	Расход воды после К	G19=	кг/с	20,24	20,24	20,24	20,24	20,24
Паровая турбина
	Энтальпия пара НД на входе	h15=	кДж/кг	2886,30	2886,30	2886,30	2886,30	2886,30
Сетевой подогреватель
	Теплопроизводительность СП	Q14=	кДж/с	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00	9195,00
	Доля конденсата на подогрев СВ	γ14=		0,50	0,50	0,50	0,50	0,50
	Расход конденсата на СП	G23=	кг/с	10,12	10,12	10,12	10,12	10,12
Газо-водяной подогреватель
	Температура ДГ на выходе из ГВП	t10=	°С	104,00	104,00	104,00	104,00	104,00
	Энтальпия ДГ на выходе из ГВП	h10=	кДж/м3	138,00	138,00	138,00	138,00	138,00
Продолжение таблицы 3.9
1		2	3	4	5	6	7	8
Значение коэффициента γ1=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента γ2=				0,96	0,96	0,96	0,96	0,96
Значение коэффициента γ3=				0,94	0,94	0,94	0,94	0,94
Значение коэффициента γ4=				0,94	0,94	0,94	0,94	0,94
Значение коэффициента γ5=				0,92	0,92	0,92	0,92	0,92
Значение коэффициента γ6=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента γ7=				0,96	0,96	0,96	0,96	0,96
Значение коэффициента γ8=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента γ9=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Значение коэффициента γ16=				0,95	0,95	0,95	0,95	0,95
Искомые величины
Затраты на привод компрессора ГТУ		W2=	кВт	26513,64	27716,85	28927,10	30144,42	31368,80
Полезный вращающий момент ТНД		W17=	кВт	5218,71	5218,71	5218,71	5218,71	5218,71
Полный расход питательной воды		G11=	кг/с	20,64	20,64	20,64	20,64	20,64
Расход конденсата после отбора на подогрев СВ		G25=	кг/с	10,12	10,12	10,12	10,12	10,12
Расход дымовых газов после КС		G5=	м3/с	113,89	113,89	113,89	113,89	113,89
Энтальпия дымовых газов		h5=	кДж/м3	1517,92	1517,92	1519,58	1519,58	1519,58
Энтальпия дымовых газов после КВД		h8=	кДж/м3	653,34	653,34	653,34	653,34	653,34
Расход острого пара НД на КНД		G15=	кг/с	3,62	3,62	3,62	3,62	3,62
Выработка вращающего момента в турбине ГТУ		W6=	кВт	50939,84	49736,63	48704,87	47487,56	46263,18
Полезная выработка ЭЭ на генераторе		W31=	кВт	47883,45	46752,43	45782,58	44638,30	43487,39
Энтальпия дымовых газов после КНД		h9=	кДж/м3	610,41	610,41	610,41	610,41	610,41
Полезный вращающий момент ТВД		W18=	кВт	19670,13	19670,13	19670,13	19670,13	19670,13
Выработка ЭЭ на генераторе ПСУ		W32=	кВт	18686,62	18686,62	18686,62	18686,62	18686,62
Энтальпия конденсата после конденсатора		h22=	кДж/кг	1561,35	1561,35	1561,35	1561,35	1561,35
Энтальпия конденсата после СП		h24=	кДж/кг	652,58	652,58	652,58	652,58	652,58
Энтальпия конденсата после смешения перед ГВП		h26=	кДж/кг	1051,62	1051,62	1051,62	1051,62	1051,62
Энтальпия конденсата после ГВП		h27=	кДж/кг	3530,81	3530,81	3530,81	3530,81	3530,81
Теплота сгорания условного топлива		Qтут=	кДж/кг	29330,0	29330,0	29330,0	29330,0
Удельный расход у.т. на выработку ЭЭ в турбине ГТУ		bээгту=	кг/(кВт*ч)	0,30	0,30	0,31	0,32	0,33
Удельный расход у.т. на выработку ЭЭ комплекса		bээк=	кг/(кВт*ч)	0,21	0,22	0,22	0,22	0,23
КПД по отпуску ЭЭ турбиной ГТУ		ηээгту=		0,41	0,40	0,40	0,39	0,38
КПД по отпуску ЭЭ комплексом		ηээк=		0,58	0,57	0,56	0,55	0,54

Для критериев эффективности технологической схемы модернизации по данным расчета построим диаграммы зависимости КПД электрической энергии и удельного расхода топлива на выработку 1 кВт*ч электроэнергии:

Рисунок 3.4 - График зависимости электрического КПД ГТУ от температуры окружающей среды

Рисунок 3.5 График зависимости удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии ГТУ

На рисисунках 3.4 и 3.5 представлены диаграмма и график зависимости функции цели (КПД) от одного изменяемого параметра: температуры окружающего воздуха перед компрессором (от -20 до 20 ⁰С). Как видно из первого графика (рисунок 3.4) при увеличении температуры окружающего воздуха, КПД снижается. Т.к. при изменении температуры окружающего воздуха будет изменяться 2 ключевых параметра, а именно, затраты на привод компрессора будут увеличиваться, и температура после камеры сгорания тоже будет увеличиваться. В совокупности эти 2 воздействия дают отрицательный эффект на КПД при увеличении температуры окружающего воздуха, и ведет к увеличению удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии (рисунок 3.5).

4. Укрупненный расчет установки генерирующих мощностей

4.1 Описание установки

Процессы, происходящие в подсистеме «ГТУ», показаны в pv- и Ts-диаграммах на рисунке 4.1.

Расчёт сводится к определению удельного, а в последствии, абсолютного расхода дымовых газов ГТУ. Для этого рассчитывается коэффициент избытка воздуха. Параметры воздуха, подаваемого в компрессор, принимаем равными параметрам окружающей среды. Топливо в камеру сгорания подаётся также с параметрами окружающей среды без предварительного сжатия.

Рисунок 4.1 - Изображение цикла ГТУ с изобарным подводом теплоты и необратимыми процессами сжатия и расширения рабочего тела в термодинамических диаграммах

4.2 Расчёт процесса сжатия воздуха в компрессоре

Исходные данные для расчёта процесса сжатия воздуха в компрессоре:

- давление окружающей среды

- температура всасываемого воздуха

- относительный внутренний КПД процесса сжатия в компрессоре

- степень увеличения давления

- КПД привода компрессора

- действительный объём воздуха, подаваемый в компрессор на 1 м³ топлива ГТУ

Расчёт:

Процесс сжатия воздуха в компрессоре считаем необратимым адиабатным с показателем адиабаты .

Удельная изобарная объёмная теплоёмкость воздуха без влияния температуры

где - универсальная газовая постоянная;

Температура воздуха в конце изоэнтропного сжатия

Действительная температура в конце необратимого адиабатного сжатия

Энтальпия входного потока воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Энтальпия выходного потока воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Удельная работа сжатия воздуха, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

4.3 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м³ топлива ГТУ

Приход:

- энергия воздуха, всасываемого в компрессор

- электроэнергия, потребляемая двигателем привода

- суммарный приход энергии

Расход:

- энергия воздуха на выходе из компрессора

- рассеяние энергии в приводе

- суммарный расход энергии

Структура приходной и расходной части энергобаланса представлена на рисунках 4.2 и 4.3.

Рисунок 4.2 - Структура приходной части энергобаланса компрессора

Рисунок 4.3 - Структура расходной части энергобаланса компрессора

4.4 Расчёт камеры сгорания

Исходные данные для расчёта камеры сгорания ГТУ:

Влагосодержание окружающего воздуха .

Объёмный состав топлива (природного газа), подаваемого в камеру сгорания с параметрами окружающей среды t_т=20^оС (таблица 4.1):

Таблица 4.1 - Объёмный состав природного газа

Элемент	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	N2	H2O
Объёмное содержание r, %	92,3	0,7	0,5	0,5	5,3	0,5
Показатель адиабаты k	1,33	1,33	1,33	1,33	1,4	1,33

Температура перед газовой турбиной

объёмный состав сухого воздуха (табл. 4.2).

Таблица 4.2 - Объёмный состав сухого воздуха

Элемент	N2	CO2	O2	Ar	смесь
Объёмное содержание r, %	78,09	0,03	20,95	0,93	100
Молярная масса µ, кг/кмоль	28	44	32	40	28,97

Молярную массу воздуха находим как молярную массу смеси идеальных газов:

Состав теоретических продуктов сгорания при теоретически необходимом количестве окислителя (таблица 4.3):

Таблица 4.3 - Состав теоретических продуктов сгорания

ЭлементN2RO2H2OArсмесь
Объёмное содержание r, %	61,93	8,38	28,96	0,73	100
Объём элемента Vд0, м3/м3	7,28	0,98	3,40	0,09	11,75

Теоретический объём дымовых газов, образующихся при сгорании 1 м³ топлива

Расчёт:

Теплота сгорания топлива:

Теоретически необходимый объём воздуха для полного сгорания 1 м³ топлива:

где - элемент состава природного газа;

m и n - количество атомов углерода и водорода соответственно в молекулах углеводорода природного газа;

Составим баланс энергии камеры сгорания (на 1 м³ топлива)

где - физическая энтальпия топлива (без его химической составляющей)

Удельную объёмную изобарную теплоёмкость топлива найдём как теплоёмкость смеси идеальных газов (таблица 4.4):

где находим по формуле:

Таблица 4.4 - Параметры элементов, входящих в смесь топлива

Элемент	CH4	C2H6	C3H8	C4H10	N2	H2O	смесь
Показатель адиабаты k	1,33	1,33	1,33	1,33	1,4	1,33	1,33
, кДж/м3·К1,4961,4961,4961,4961,2991,4961,494

Физическая энтальпия топлива:

Энтальпия воздуха , теоретически необходимого для сгорания топлива:

где - теплоёмкость воздуха как функция температуры

Энтальпия теоретических дымовых газов , образующихся при окислении топлива

где - теплоёмкость теоретических дымовых газов, определяется как теплоёмкость идеальной газовой смеси (таблица 4.5);

где - теплоёмкость каждого компонента теоретических дымовых газов, определяемая как функция температуры .

Таблица 4.5 - Теплоёмкости компонентов теоретических продуктов сгорания

Элемент	N2	RO2	H2O	Ar	смесь
Объёмное содержание r, %	61,93	8,38	28,96	0,73	100
, кДж/м3·К1,3792,1691,700,9351,448

Энтальпия воздуха , теоретически необходимого для сгорания топлива, находящегося в дымовых газах

где - теплоёмкость воздуха как функция температуры

Из уравнения баланса энергии камеры сгорания находим коэффициент избытка воздуха:

Определяем состав влажного воздуха:

массовая концентрация водяных паров во влажном воздухе, соответствующая влагосодержанию d=10 г/кг

массовая концентрация сухой компоненты во влажном воздухе

объёмная доля водяных паров во влажном воздухе

где и - молярные массы соответственно водяных паров и сухого воздуха.

объёмную долю каждого элемента влажного воздуха находим из выражения (таблица 4.6):

где - объёмная концентрация элемента в сухом воздухе.

Таблица 4.6 - Состав влажного воздуха

Элемент	N2	CO2	O2	Ar	H2O	смесь
Объёмное содержание r, %	76,12	0,03	20,42	0,91	2,52	100
Молярная масса µ, кг/кмоль	28	44	32	40	18	28,68

Объём подаваемого воздуха на 1 м³ топлива

Объём избыточного воздуха

Действительный объём дымовых газов

Рассчитываем объёмы компонентов дымовых газов:

объём азота в действительных дымовых газах:

где - объём азота в теоретических продуктах сгорания;

- объёмная концентрация азота во влажном воздухе;

объём трёхатомных газов в действительных дымовых газах:

объём водяных паров в действительных дымовых газах:

объём кислорода в действительных дымовых газах:

объём аргона в действительных дымовых газах:

Объёмный состав действительных дымовых газов находим из соотношения (таблица 4.7)

где - объём элемента действительных дымовых газов.

Таблица 4.7 - Состав действительных дымовых газов

Элемент	N2	RO2	H2O	Ar	O2	смесь
Объёмное содержание r, %	71,16	2,95	11,77	0,85	13,28	100
Объём элемента V, м3/м3	23,9	0,99	3,95	0,28	4,46	33,59

4.5 Баланс энергии камеры сгорания

Приход:

энергия сжатого воздуха:

теплота сгорания топлива (низшая рабочая):

физическая энергия топлива:

суммарный приход энергии:

Структура приходной части энергобаланса камеры сгорания представлена на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 - Структура приходной части энергобаланса камеры сгорания

Расход:

энергия дымовых газов:

где - удельная объёмная теплоёмкость действительных дымовых газов, рассчитанная как теплоёмкость смеси идеальных газов

где - удельная объёмная теплоёмкость элемента действительных дымовых газов, рассчитанная как функция температуры .

Дисбаланс

Дисбаланс камеры сгорания рассматриваем как рассеивание энергии в окружающую среду через стенки камеры сгорания.

4.6 Расчёт процесса расширения дымовых газов в турбине

Исходные данные для расчёта процесса сжатия воздуха в компрессоре:

- давление дымовых газов перед турбиной

- температура дымовых газов перед газовой турбиной

- относительный внутренний КПД процесса расширения в турбине

- КПД привода турбины

- действительный объём дымовых газов, подаваемый в турбину на 1 м³ топлива ГТУ

Расчёт:

Процесс расширения дымовых газов в газовой турбине считаем необратимым адиабатным с показателем адиабаты .

Удельная изобарная объёмная теплоёмкость дымовых газов

Температура дымовых газов в конце изоэнтропного расширения

Действительная температура в конце необратимого адиабатного расширения

Энтальпия входного потока дымовых газов, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Энтальпия выходного потока дымовых газов, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

Полезная работа расширения дымовых газов в турбине, отнесённая к 1м³ топлива ГТУ

4.7 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м³ топлива ГТУ

Приход:

энергия дымовых газов, поступающих на газовую турбину:

Расход:

электроэнергия, вырабатываемая на генераторе ГТУ:

энергия дымовых газов на выходе из турбины:

рассеяние энергии в генераторе ГТУ:

суммарный расход энергии:

Структура расходной части энергобаланса компрессора представлена на рисунке 4.5.

Рисунок 4.5 - Структура расходной части энергобаланса компрессора

5. Расчет сетевого подогревателя

5.1 Выбор сетевого подогревателя

В связи с ростом жилого района и введением в эксплуатацию новых жилых домов и сооружений, возрастает потребность в тепловой энергии на отопление и горячее водоснабжение. Для увеличения отопительной нагрузки котельной, необходима установка дополнительного сетевого подогревателя. Проектируемое увеличение тепловой нагрузки составляет 20 ГДж/ч. Произведем конструкторский тепловой расчёт вертикального пароводяного подогревателя сетевой воды со свободной задней решёткой.

Исходные данные.

Производительность аппарата - Q = 20 ГДж/час.

Параметры греющего пара:

- давление Р = 0,7 МПа;

- температура t = 221ºС (T = 494,15 K);

- энтальпия i = 2890,9 кДж/кг.

При давлении Р =0,7 МПа температура насыщенного пара (при c = 1,0) t_н = 164,9ºC (T = 438,05 K), а энтальпия насыщенной жидкости (при c = 0) i = 697,1 кДж/кг.

Температура нагреваемой воды на входе в теплообменник t₂^/ = 70ºС, на выходе из теплообменник t₂^// = 130ºС.

Поверхность нагрева состоит из латунных трубок диаметром d = 18/20мм. Толщина стенки d = 0,001м. Вода проходит через трубки, пар поступает в межтрубное пространство.

Коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающую среду h_п = 0,99.

Тепловой расчёт.

Определяем расход пара по формуле:

, т/ч, (5.1)

где h_п = 0,99 - коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.

Определим расход воды по формуле:

, м³/ч, (5.2)

где С_р = 4,19 кДж/(кг К) - теплоёмкость воды,

g = 965 кг/м³ - удельный вес воды при средней температуре t_f= (130 + 70)/2 =100ºС.

Построим схематично температурный график противоточного движения теплоносителей в подогревателе (рисунок 5.1).

Рисунок 5.1. Схема движения теплоносителей

Определим среднелогарифмическую разность температур теплоносителей в сетевом подогревателе воды по формуле:

(5.3)

где Dt_б = 221 - 130 = 91 ºС - меньший напор,

Dt_м = 165 - 70 = 95 ºС - больший напор.

Тогда

Коэффициент теплопередачи k определяем графо-аналитическим методом. Он основан на том, что при установившемся тепловом режиме удельное количество тепла, передаваемого в единицу времени через все слои стенки, есть величина постоянная и равна количеству тепла, передаваемого от одного теплоносителя к другому, т.е. q₁= q₂= q₃ = q₄= q, Вт/м². Предварительно находим для различных участков перехода тепла зависимость между тепловым напряжением q и среднелогарифмическим перепадом температур Dt.

) передача тепла от пара к стенке. Коэффициент теплоотдачи определяем для случая конденсации пара на вертикальной стенке по формуле (1-27[7]):

, Вт/(м²∙ºС); (5.4)

где Н = 4м - длина трубки,

В^/ приближённо можно считать , где t_н- - температура насыщения конденсирующегося пара.

Вт/(м^2
.ºС);

тогда

Задаёмся рядом значений Dt₁ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt1	Dt10,75	q , кДж/м2
20	9,5	112428,7
40	15,9	188170,1
60	21,5	254443,9
80	26,7	315983,8
100	31,6	373973,4
120	36,3	429596,0

Строим в масштабе кривую Dt₁= f(q₁) (рисунок 5.2).

) передача тепла через стенку. Для латунной стенки l_ст= 377 кДж/(м^,ºС). Тогда

Задаёмся рядом значений Dt₂ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt2	q, кДж/м2
20	7,54∙106
40	15,08∙106
60	22,62∙106
80	30,16∙106

Аналогично строим прямую Dt₂= f(q₂) (рисунок 5.2).

) передача тепла через накипь. Приняв для накипи l_н= 12,6 кДж/(м^.ºС) находим:

Задаёмся рядом значений Dt₃ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt3	q, кДж/м2
20	1,26∙106
40	2,52∙106
60	3,78∙106
80	5,04∙106

Строим прямую Dt₃= f(q₃) (рисунок 5.2).

) передача тепла от стенки к воде.

Скорость воды в пароводяных подогревателях принимаем 3м/сек. Выбор расчётных формул для определения коэффициентов теплоотдачи внутри трубок начинается с вычисления критерия Рейнольдса, который определяет режим движения теплоносителя. При значении устанавливается ламинарный режим движения; соответствует переходному режиму; а - турбулентному.

Критерий Re определяется из выражения:

, (5.5)

где w - средняя скорость теплоносителя (принимаем 3м/с), м/с;

n_ж - коэффициент кинематической вязкости теплоносителя, м²/с;

d_э - эквивалентный (гидравлический) диаметр поперечного сечения потока, м, определяемый по формуле:

, (5.6)

где f - площадь поперечного сечения потока, м²;

U - смачиваемый периметр сечения, м.

м,

Движение воды в трубках турбулентное, поэтому пользуемся формулой:

(5.7)

По таблице для средней температуры воды t_f = 100ºC находим величину А = 3300. Удельный вес воды при 100ºС gt = 965,5 кг/м³. Скорость воды в трубках w принимаем равной 3 м/сек. Подставляя соответствующие величины имеем, что

Задаёмся рядом значений Dt₄ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Результаты расчета тепловых напряжений

Dt4	q, кДж/м2
20	335000
40	710000
60	1065000
80	1420000

Аналогично предыдущему строим прямую линию зависимости Dt₄= f(q₄) (рисунок 5.2), проходящую через начало координат.

Рисунок 5.2 - Тепловое напряжение поверхности нагрева.

Складывая ординаты четырёх кривых, строим суммарную кривую тепловых перепадов. Из точки m на оси ординат, соответствующей Dt_ср= 93ºС, проводим прямую параллельную оси абсцисс, до пересечения её с суммарной кривой. Из точки пересечения n опускаем перпендикуляр на ось абсцисс и находим, что

q = 280^.10³кДж/м².

Тогда коэффициент теплопередачи равен:

Поверхность нагрева теплообменника определим по формуле:

(5.8)

5.2 Конструктивный расчёт сетевого подогревателя

Определяем основные конструктивные данные и размеры аппарата. Количество трубок в одном ходе найдём по формуле:

, (5.9)

Общая длина трубок равна

(5.10)

Число ходов z равно

(5.11)

Принимаем z = 4.

Шаг между трубами принимаем равным

(5.12)

Принимаем к установке аппарат ПСВ-45-7-15.

Для определения диаметра корпуса аппарата необходимо найти размеры трубной решётки; поскольку аппарат 4-х ходовой, необходимо предусмотреть место для перегородок и анкерных болтов и в каждом ходе разместить 54/2=27 трубок. Всего трубок 27∙4 = 108 шт.

Нормальным расположением трубок считаем размещение центров трубок на трубной доске по углам равносторонних треугольников. По количеству трубок z = 108 шт, определяем диаметр D^/, на котором располагаются крайние трубки, выраженный через шаг S между трубками.

(5.13)

Находим внутренний диаметр корпуса по формуле:

(5.14)

где d_нар - наружный диаметр трубки,

k - кольцевой зазор между крайними трубками и корпусом, который принимаем равным 10 мм.

D₀=660 + 20 + 20 = 700 мм = 0,7 м.

Определим размеры водяных и парового штуцеров. Эти размеры определяют обычно по скорости для воды и конденсата, равной 1 - 2 м/с, и для пара 20 - 40 м/с. Диаметр штуцера подсчитывается по формуле

, м, (5.15)

где G - расход пара или воды, кг/с;

r - плотность пара или воды, кг/м³;

w - скорость пара или воды в штуцере, м/с.

Для пара:

м,

где G = 2,56 кг/с;

r = 2,22 кг/м³ (см.i - d диаграмму);

w = 35 м/с.

Для воды:

м,

где G = 22,89 кг/с;

r = 985 кг/м³;

w = 2 м/с.

5.3 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя

Гидравлический расчёт устанавливает затрату энергии на движение теплоносителей через аппарат. Полный напор Dр, необходимый для движения жидкости или газа (при скорости газа, не превышающей 0,2 скорости звука) через теплообменник, определяется по формуле:

, Па, (5.16)

где SDр_тр - сумма гидравлических потерь на трение;

SDр_м - сумма потерь напора в местных сопротивлениях;

SDр_у_-- сумма потерь напора, обусловленных ускорением потока;

Dр_г - перепад давления для преодоления гидростатического давления столба жидкости.

Гидравлические потери на трение в трубах, каналах и при продольном омывании пучка труб теплообменного аппарата определяются по формуле (7-2[7]):

, Па, (5.17)

где l - длина трубы, м;

d_э - эквивалентный (гидравлический) диаметр, м;

w - средняя скорость теплоносителя на данном участке, м/с;

r - плотность теплоносителя, кг/м³;

l - коэффициент сопротивления трения (величина безразмерная).

Коэффициент сопротивления трения l шероховатых труб можно определить по формуле:

, (5.18)

где k - абсолютная шероховатость и принимается в пределах 0,1 - 0,15 мм.

тогда

кПа.

Гидравлические потери давления в местных сопротивлениях: в патрубках, крышках, трубных решётках, перегородках, диффузорах, задвижках вентилях и других элементах теплообменниках определяются по формуле:

, Па, (5.19)

где x - коэффициент местного сопротивления; его находят отдельно для каждого элемента теплообменника, затем подсчитывают все Dр_м, значения которых суммируют.

) вход воды в теплообменник

x = 0,5, Па,

) выход воды из теплообменника

x = 1,0, Па.

Для остальных элементов расчёт производим аналогично по формуле (5.19). Результаты расчёта приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Результаты расчёта местных сопротивлений

№	Вид сопротивления	Кол.	x	Sx	w, м/с	r, кг/м3	Dрм, Па
1	Вход в ТО	1	0,5	0,5	2	985	985
2	Поворот 900	8	0,5	4,0	1,4	985	3861
3	Вход в трубу	4	0,5	2,0	1,4	985	1930
4	Выход из трубы	4	1,0	4,0	1,4	985	3861
5	Выход из ТО	1	1,0	1,0	2	985	1970
	Итого						12607

Так как вода практически не сжимаемая жидкость, то Dр_у ничтожно мало и мы не будем принимать его в расчёт. Так как теплообменник включён в замкнутую схему (не сообщается с окружающим воздухом), то Dр_г = 0.

Теперь определим полное падение давления в теплообменнике

Па,

или

м в.ст.

6. Промышленная экология

6.1 Общие сведения

На основании существующих экспертных оценок любая намечаемая хозяйственная или иная деятельность оказывает явное или косвенное воздействие на окружающую среду.

При этом исходят из потенциальной экологической опасности любой деятельности (принцип презумпции потенциальной экологической опасности любой намечаемой хозяйственной или иной деятельности).

Следует отметить, что количественная оценка некоторых видов воздействий представляет определенные трудности в силу случайно-вероятностного и неопределенного характера их происхождения.

Антропогенные изменения, обусловленные объектами энергетики можно разделить на две группы:

) временные антропогенные воздействия (при строительстве):

- отводы и изъятие земельных ресурсов;

- нарушение почвенного и растительного грунта;

- изъятие полезных ископаемых из недр;

- временные строительно-хозяйственные постройки, склады, автомобильные дороги;

- строительно-хозяйственные отходы;

- загрязнение атмосферного воздуха при работе строительной техники и при выполнении сварочных, окрасочных и др. работ;

- воздействие на флору и фауну;

- аварийные воздействия;

) стохастические антропогенные воздействия (в ходе эксплуатации):

- загрязнение атмосферного воздуха выбросами загрязняющих веществ;

- сброс загрязняющих веществ в водоемы;

- размещение бытовых, коммунальных и промышленных отходов;

- воздействие на флору и фауну;

- физические факторы (шум, радиация, электромагнитное излучение, тепловое загрязнение).

К основным реципиентам этих воздействий относят персонал объекта, население, попадающее в зону воздействия, а также социально-экономические условия жизнедеятельности населения, включая занятость, демографические сдвиги, социальную инфраструктуру, этнические особенности и пр.

В процессе сжигания органического топлива в дымовых газах, выбрасываемых тепловыми электростанциями, содержится летучая зола, частицы несгоревшего топлива, оксиды азота, сернистые газы. Эти выбросы загрязняют атмосферу и оказывают вредное влияние на живые организмы, увеличивают износ механизмов, вызывают коррозию металла, разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.

К основным мероприятиям, обеспечивающим чистоту воздушного бассейна вокруг проектируемой газотурбинной установки и необходимые санитарно-гигиенические условия населенных пунктов, относятся:

использование газообразного топлива;

оптимизация режимов сжигания топлива;

устройство дымовых труб необходимой высоты.

Дымовые трубы обеспечивают отвод дымовых газов и рассеивание в атмосфере вредных примесей. Чем выше труба, а также температура и скорость газов в устье трубы, тем на более значительное расстояние рассеиваются дымовые газы и меньше концентрация вредных примесей на уровне дыхания. Выбор высоты и количества, устанавливаемых на станции дымовых труб производится таким образом, чтобы степень загрязнения приземного слоя воздуха выбросами из дымовых труб не превышала предельно допустимой концентрации вредных примесей.

6.2 Расчет выбросов от газотурбинной установки

Суммарное количество оксидов азота (NO и NO₂) в пересчете на диоксид азота, выбрасываемых в атмосферу с отработавшими газами газотурбинных установок (M), г/с вычисляются по формуле:

, (6.1)

где В - расход топлива в камере сгорания, кг/с;

- удельный выброс NO_x,г/кг топлива, определяемый по формуле:

, (6.2)

где C - концентрация оксидов азота в отработавших газах в пересчете на NO_х, г/м³ , при нормальных условиях;

V_г - объем сухих дымовых газов за турбиной, м³/кг топлива, при нормальных условиях равен:

, (6.3)

где V - теоретический объем газов, м/кг;

V - теоретически необходимый объем воздуха, м/кг;

- коэффициент избытка воздуха в отработавших газах за турбиной;

V - теоретический объем водяных паров, м/кг.

Коэффициенты и С равны соответственно:

= 3,3; С_NOx = 0,15 г/м.

Для расчета объема сухих дымовых газов за турбиной воспользуемся таблицей при нормальных условиях:

V = 9,73 мм; V = V/ρ_г = 9,73/0,77 = 12,64 м/кг,

V_г = 13,23 мм; V_г= V_г/ρ_г = 13,23/0,77 = 17,18 м/кг,

V_H₂_O = 4,88 мм; V_Н2О= V_Н2О/ρ_г = 4,88/0,77 = 6,34 м/кг.

= 17,18+0,984·12,64·(3,3 - 1) - 6,34 = 39,45 м/кг.

Удельный выброс NO:

I = 0,15·39,45 = 5,92 г/кг.

Расход топлива: B = 4 кг/с,

Тогда выброс оксидов азота (NO и NO) в пересчете на диоксид азота:

M = 5,92·4 = 23,68 г/с.

6.3 Расчет выбросов оксида углерода и несгоревших углеводородов

Суммарное количество оксида углерода и несгоревших углеводородов в пересчете на метан М и М, г/с, выбрасываемых в атмосферу с отработавшими газами газотурбинных установок, вычисляем по формулам:

, (6.4)

, (6.5)

где В - расход топлива в камеры сгорания ГТУ, кг/с;

- удельные выбросы СО и CH, которые находятся по формуле:

, (6.6)

, (6.7)

где q - потери теплоты от химической неполноты сгорания топлива, %;

, , n, n - коэффициенты, определяемые видом сжигаемого топлива.

Для природного газа:

, n=0,6

, n=1,2.

Для рабочих режимов q₃ =0,5%.

Тогда удельные выбросы:

I_CO= 22,8·0,5^0,6 = 15,04 г/кг топлива,

I_CH₄ = 5,01·0,5^1,2 = 2,18 г/кг топлива.

Тогда выброс оксида углерода и несгоревших углеводородов:

М_CO = 15,04·4 = 60,16 г/c,

М_CH₄ = 2,18·4 = 8,72 г/с.

6.4 Расчет и выбор дымовых труб

Основным направлением работы в области охраны окружающей среды при работе ТЭС является снижение выбросов токсичных веществ в атмосферу.

Весьма ответственным устройством в системе охраны атмосферы от вредных выбросов является газоотводящее устройство - дымовая труба.

Для того чтобы не были превышены концентрации вредных примесей на уровне дыхания человека, соответствующие значениям ПДК, требуется уменьшение соответствующей концентрации вредных примесей в дымовых газах.

Высота дымовой трубы выбирается по условиям отвода газов и рассеивания содержащихся в них окислов азота и других вредных примесей.

Высота дымовых труб определяется по формуле:

(6.8)

где р_п - поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб, зависящий от числа стволов в трубе n, для одноствольных труб р_п=1,0;

m - коэффициент, учитывающий условия выхода газовоздушной смеси из устья трубы, при W_o=20 м/с, m = 0,9;

A - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы, для наших широт А=160;

М - выбросы оксидов азота;

F - безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосфере, F=1;

С_ф - фоновая концентрация выбросов, принимаем С_ф= 0,1;

ПДК - максимальная разовая предельно допустимая концентрация диоксида азота, принимаем ПДК = 0,25 мг/м³;

Z - количество труб, принимаем Z=1;

V - суммарный объем дымовых газов, м³/с;

dt - разность между температурой выбрасываемых газов t и температурой окружающего воздуха t (последняя принимается по средней температуре самого жаркого месяца в полдень 20 °С):

dt = 573 °С - для дымовых труб, установленных за газовой турбиной;

dt = 80 °С - для дымовых труб установленных за котлом-утилизатором.

Суммарный объем дымовых газов:

, м³/с,

где t_ух = 538 °С - температура уходящих газов за газовой турбиной.

м³/с.

Высота дымовых труб, установленных за газовой турбиной:

м.

Определим внутренний диаметр труб на выходе:

Существующая дымовая труба с размерами H_тр=30,0 м и Ду=500 мм соответствует необходимым требованиям санитарных норм.

6.5 Расчет платы за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ

Плата за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу в размерах, не превышающих установленные ПДВ:

тыс.руб./год (6.9)

где С_ni - ставка экологического налога за выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух

Согласно приложению 6 Кодекса Республики Беларусь от 29.12.2009г. № 71-З «Налоговый кодекс Республики Беларусь (Особенная часть)» ставка налога на 01.01.2011г. на вещества 2 класса опасности (азота диоксид) составляет 1766,032 тыс.руб. на тонну загрязняющих веществ, а на вещества 4 класса опасности (углерода оксид) - 290,099 тыс.руб. на тонну загрязняющих веществ.

Тогда плата за выбросы составит:

7. Электроснабжение

7.1 Исходные данные

В котельном цехе № 3 г. Борисова предусматривается установка блока ПГУ-65. Блок в составе: газовой турбины электрической мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» с генератором мощностью 50 МВ·А, парового котла-утилизатора и паровой турбины мощностью 20 МВт типа Т-20-8,0 производства РФ с генератором мощностью 20 МВ·А.

Генераторы подключаются к РУ-110 кВ в блоки с трехфазными трансформаторами. Генераторы газовой турбины подключается к РУ-110 кВ через трансформатор напряжением 110/10 кВ и мощностью 63 МВ·А. Генератор паровой турбины подключается к РУ-110 кВ через трансформатор напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВ·А.

В цепи каждого генератора устанавливается генераторный выключатель. Благодаря установке генераторных выключателей достигается возможность использования рабочего трансформатора собственных нужд для пуска и останова блоков.

Электрическая схема котельного цеха представлена на рисунке 7.1.

Рисунок 7.1 - Схема электрическая котельного цеха №3 г. Борисова

Исходные данные занесены в таблицу 8.1.

Таблица 8.1 - Основные технические характеристики турбогенераторов

Тип генератора	Коли-чество	Sном, МВА	Pном, МВт	Cosφ	Uном, кВ	nном, об/мин	x”d
Т-20-2	1	25	20	0,8	10,5	3000	0,118
Т-45-2	1	63	45	0,8	10,5	3000	0,151

7.3 Определение параметров схемы

Наибольший ток нормального режима в цепи генератора принимается при загрузке генератора до номинальной мощности, при номинальном напряжении:

(7.1)

По формуле 7.1 определим значение номинального тока:

газовый турбина котел утилизатор

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима в цепи генератора определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%:

(7.2)

По формуле 7.2 определим значение максимального тока

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Реактивное сопротивление генератора, выраженное в относительных единицах, определяется по формуле:

(7.3)

Реактивное сопротивление, в относительных единицах

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Значение ЭДС определяется по выражению:

(7.4)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Рассчитаем токи короткого от генераторов. Для этого сначала необходимо по формуле 8.5 найти значение периодической составляющей тока КЗ в относительных единицах:

(7.5)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Определим базисный ток:

(7.6)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Определим периодическую составляющую тока КЗ в именованных единицах:

(7.7)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Значение ударного тока КЗ рассчитаем по формуле 8.8:

(7.8)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Рассчитаем ток короткого замыкания:

(8.9)

где I_н - номинальный ток токопровода, u_к - предельная кратность тока короткого замыкания.

7.4 Выбор токопроводов

Электрическое соединение генераторов с распределительными устройствами и силовыми трансформаторами может быть выполнено жёсткими, гибкими и комплектными токопроводами. Жёсткие и гибкие токопроводы применяются для генераторов до 60-100 МВт. Трассы токопроводов выбирают таким образом, чтобы они проходили через зоны размещения основных нагрузок данного предприятия. В настоящее время рекомендуется использовать открытые симметричные гибкие и жесткие токопроводы следующих конструктивных исполнений: жесткий подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами или гибкий с расщепленными проводами.

Жесткие токопроводы следует применять при наличии агрессивной среды, так как на жесткие проводники легче нанести антикоррозийное покрытие. Токопроводы требуют меньшей полосы, свободной от застройки и подземных коммуникаций (отчуждение территории под жесткий токопровод составляет 10 м).

Гибкие токопроводы выполняются из нескольких оголенных проводов, закрепленных равномерно по периметру кольца и подвешенных к опоре на подвесных изоляторах. Серьезный недостаток гибких токопроводов - большие габаритные размеры (отчуждение территории под гибкий токопровод составляет 18 м) и недостаточная стойкость к воздействию химически активной среды. Гибкие токопроводы рекомендуется использовать, если одновременно имеет место нестесненная планировка предприятия, позволяющая не учитывать стоимость отчуждаемой под гибкий токопровод территории, и минимальное число (до двух-трех на 1 км) поворотов трассы.

Токопроводы более надежны, они имеют более высокую перегрузочную способность, но характеризуются большим индуктивным сопротивлением по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельно проложенных кабелей,

Применение комплектных токопроводов (КТП) имеет следующие основные преимущества по сравнению с другими способами соединения элементов электротехнических устройств:

- обеспечивается более высокая степень эксплуатационной надежности и безопасности обслуживания электроустановки;

- достигается внедрение индустриальных методов сооружения и монтажа электроустановок;

- становится возможной унификация проектных решений за счет применения типовых элементов КТП. Сокращаются объемы и сроки проектирования;

- увеличивается комплектность заводской поставки и упрощаются вопросы комплектации и снабжения;

- уменьшаются потери электроэнергии;

- исключается возникновение междуфазных коротких замыканий, особенно опасных для турбогенераторов большой мощности (при пофазно-экранированном исполнении КТП).

Для обоих участков выбираем токопровод ТЭНЕ-10-3150-128 УХЛ1.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

1) по напряжению:

) по току:

) по динамической стойкости:

Для участка от генераторов ГТГ-8-2РУХЛЗ до блочных трансформаторов в качестве токоведущих частей применяем токопровод марки ТЭКНЕ-11-3150-250У1,Т1.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

) по напряжению:

) по току:

) по динамической стойкости:

7.5 Выбор выключателей и разъединителей

Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

1) по напряжению установки: ; (7.10)

) по длительному току: ; (7.11)

) по условию электродинамической стойкости:; (7.12)

Выбор разъединителей производится по напряжению установки, длительному току, динамической стойкости по аналогии с выключателями. Для наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц 7.2 и 7.3.

Таблица 7.2 - Выключатели и разъединители в цепи генератора Т-20-2

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ-10-45	Разъединитель РВ-10/2000

Таблица 7.3 - Выключатели и разъединители в цепи генератора Т-45-2

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ-10-45	Разъединитель РВЗ-10/4000

8. Автоматическое регулирование тепловой нагрузки парогенератора

Для обеспечения возможности непрерывного наблюдения и оперативного контроля за работой водогрейных котлов в котельной установлено необходимое количество указывающих и регистрирующих приборов. В эксплуатационных условиях обязательному контролю подлежат:

давление и температура воды до и после котлов,

расход воды через котел,

давление воздуха, газа или мазута перед горелками,

разрежение или давление в топке и за котлом,

температура газов за котлом.

Кроме того, котельная снабжена показывающим и самопишущим прибором для определения содержания свободного кислорода в дымовых газах. Оперативный контроль неавтоматизированной отопительной котельной осуществляется при помощи как показывающих, так и регистрирующих приборов.

Для контроля работы отопительной котельной измеряют также некоторые электрические величины: ток, напряжение, частоту и др., характеризующие работу моторов вентиляторов, дымососов, циркуляционных сетевых насосов и прочего оборудования. Контрольно-измерительные приборы размещаются на щите управления. Щит управления выполнен с пультом. На верхних панелях размещаются приборы контроля и табло световой сигнализации, а на пульте - переключатели к приборам и аппараты управления регулирующими и запорными органами. При выборе типа прибора показывающего или регистрирующего руководствуются следующими соображениями: параметры, наблюдение за которыми необходимы для правильного и экономичного ведения технологического процесса котла, контролируются показывающими приборами, установленными на щите котла; к таким приборам относятся манометры, указывающие давление воды, мазута, газа, приборы, измеряющие температуру газов, и т. п. Параметры, контроль за которыми необходимо вести для хозяйственных расчетов и анализа работы оборудования, регистрируются самопишущими приборами, установленными на щите котла; к таким параметрам в водогрейных котельных относятся расходы воды по котлам и суммарный по котельной, температуры сетевой воды до и после котла, температура уходящих газов, содержание свободного кислорода в дымовых газах, давление сетевой воды в обратной линии перед котельной. Параметры, отклонение которых от нормы может привести к аварийному выходу водогрейного котла из строя, контролируются сигнализирующими приборами установленных на щите устройств светозвуковой сигнализации. Сигнализация разделена на предупредительную и аварийную. Предупредительная сигнализация предназначена для автоматического извещения персонала о возникших изменениях режима работы оборудования, например: об изменениях давления воды в прямой и обратной линиях, о предельной температуре дымовых газов перед дымососом и т. п. Аварийная сигнализация служит для автоматического извещения персонала о происшедшем аварийном отключении оборудования. Так, например, при аварийном останове циркуляционных сетевых насосов автоматически отключается подача топлива (газа или мазута). Предупредительная и аварийная сигнализация выполнены световой и звуковой.

Водогрейные котлы, работающие на газе, снабжаются также дистанционными электрическими растопочными устройствами соответствующих конструкций. При работе водогрейных котлов на мазуте применяют эти устройства; для этого в котельной у каждого котла установлен баллон с горючим газом (ацетилен, пропан-бутан и др.), снабженный редуктором, и от него газ подается на зажигающие устройства.

Управление крупными водогрейными котлами и вспомогательным оборудованием отопительной котельной производится с помощью различных устройств, основным назначением которых являются централизация и механизация оперативного управления, т. е. автоматизация котельной. Автоматизация котельной повышает надежность и экономичность ее работы, создает возможность уменьшить численность обслуживающего персонала и облегчить его работу. Схема автоматизации следующая. Главный электронный регулятор типа ЭКП-2с, выпускаемый Московским заводом тепловой автоматики, устанавливается общим на группу котлов. Этот регулятор получает импульсы от термометров сопротивления по температуре наружного воздуха и температуре прямой сетевой воды котельной. При помощи задатчика этому прибору устанавливается соответствующий наклон кривой отопительного графика. Главный регулятор воздействует на регуляторы топлива каждого котла и через электронный дифференцирующий прибор подает исчезающий импульс на регулятор воздуха. Главный регулятор является общим для группы автоматизированных котлов и поставлен с первым котлом котельной.

В настоящее время эти регуляторы серийно не выпускаются и их собирают при монтаже из двух регуляторов: электронного регулятора соотношения температур типа ЭР-2С-59 и электронного корректирующего прибора типа ЭКП-Т-И/Ч.

Регулятор топлива котла типа ЭР-Ш-59 получает импульс по температуре воды за котлом от термометра сопротивления, схема подключения которого к электронному регулирующему прибору с помощью двух добавочных сопротивлений, и от главного регулятора - через переключатель режимов. При необходимости перевода котла с регулирующего на базовый режим с помощью переключателя режимов к регулятору подключается задатчик ручного управления ЭРУ, которым и задается соответствующая нагрузка котла. Регулятор топлива при помощи переключателя топлива подключается к соответствующей колонке дистанционного управления, регулируемого перехода с автоматического режима на дистанционное управление со щита котла, а также местное управление при помощи штурвала КДУ. Для правильной работы автоматического регулирования котла в котельной запроектирована установка регуляторов давления и температуры мазута, а также газорегуляторной станции, обеспечивающей постоянство давления газа на входе в котел. Установки дифференциального регулятора, поддерживающего постоянный перепад на клапане регулятора мазута, не требуется, так как водогрейный котел, работающий в отопительном режиме, не имеет резко переменной нагрузки. В котельной предусмотрено регулирование температуры воды на входе в котел. За счет рециркуляции эта температура поддерживается не ниже 60-70° С с целью предотвращения коррозии поверхностей нагрева, при сжигании природного газа. Кроме того, в отопительных котельных на больших водоподготовительных установках предусматривается автоматизация: регулирования производительности в зависимости от потребления химически очищенной воды; поддержания постоянной температуры обрабатываемой воды;восстановления рабочей способности фильтров; дозировки реагентов в обрабатываемую воду.

Рисунок 8.1 - Принципиальная схема блокировки механизмов котла

Д - дымосос; ДВ - дутьевой вентилятор (Л и Б); ПБ-(переключатель блокировки; ПТ -переключатель топлива; СКМ-соленоидный клапан на мазутопроводе к котлу; СКГ - соленоидный клапан на газопроводе к котлу.

Кроме указанной выше автоматизации работы отопительной котельной, предусматривается автоматическая блокировка, которая представляет собой устройства, ограждающие оборудование от неправильных операций, происходящих либо по ошибке персонала, либо вследствие аварии. Устройства блокировки делятся на запретно-разрешающие и аварийные. Запретно-разрешающие блокировки служат для предотвращения неправильных включений и выключений механизмов; так, например, должна предусматриваться блокировка, позволяющая включать дутьевые вентиляторы только после включения в работу дымососов, и т. п. Аварийные блокировки предназначены для автоматического отключения механизмов. Так, например, автоматическая защита котла предусматривает прекращение процесса горения путем автоматического отключения подачи топлива в следующих случаях:

- при повышении или понижении давления воды за котлом;

- при понижении расхода воды через котел ниже допустимого пре дела;

- при снижении давления топлива (газа или мазута) или погасания факела в топке;

- при закрытии задвижки на трубопроводе воды до котла;

- при закрытии задвижки на трубопроводе воды за котлом;

) при аварийном отключении дымососов.

Для котлов, снабженных дымососом, при останове его прекращается работа обоих дутьевых вентиляторов или одного, если только он находился в работе. При прекращении работы дутьевых вентиляторов прекращается подача топлива (газа или мазута). Отсечный клапан топлива (газа или мазута) можно открыть только после включения дутьевых вентиляторов. Задвижка на трубопроводе воды до котла может быть закрыта только после закрытия отсечного клапана топлива (газа или мазута). После закрытия задвижки на трубопроводе воды до котла автоматически закрывается задвижка после котла. Срабатывание любого из защитных устройств сопровождается светозвуковой сигнализацией на щите котла.

9. Расчет технико-экономических показателей

9.1 Расчёт технико-экономических показателей ТЭЦ

Расчет производим в следующей последовательности.

Годовая выработка электроэнергии

, (9.1)

где - подведенная энергия топлива в ГТУ, кВт,

- тепловой коэффициент полезного действия ГТУ,

- количество часов использования установленной мощности турбоагрегата, примем ч.

ГДж/год

Отпуск электроэнергии от устанавливаемых генерирующих мощностей:

, (9.2)

где - установленная мощность ГТУ,

- расход электроэнергии на собственные нужды

Принимая во внимание мощность вспомогательного, имеем 4%.

Тогда =441,68·10⁶ кВт*ч/год

Годовой расход топлива на производство электроэнергии

, (9.3)

где - КПД общий ГТУ, 54%

Следовательно =105251,86 т. у.т.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии

кг/кВт*ч, (9.4)

Годовой расход топлива на производство теплоты

, (9.5)

где - годовой расход топлива ТЭЦ.

Зная характеристики оборудования, установленного на котельной, а также тепловую нагрузку имеем 183637,36 т. у.т.

Следовательно = 78385,5 т.у.т.

Удельный расход топлива на производство теплоты

, (9.6)

где - годовой отпуск тепловой энергии. По графику тепловых нагрузок определяем = 489909,6 Гкал

Тогда =160 кг/Гкал

КПД ГТУ по отпуску электроэнергии по техническим характеристикам:

КПД комплекса ГТУ по отпуску тепловой энергии

(9.7)

0,89

Доля условно постоянных издержек, относимых на производство электроэнергии

, (9.8)

где - постоянные издержки ТЭЦ,

Постоянные издержки определим из выражения (9.9)

(9.9)

где капиталовложения в установку генерирующих мощностей,

доля амортизационных отчислений,

штатный коэффициент,

среднегодовая заработная плата.

Капиталовложения в установку генерирующих мощностей определяем как суммарную стоимость оборудования, стоимость монтажа, стоимость проектирования. При этом учитываем, что удельная стоимость оборудования такова: ГТУ - 2200 млн.руб/МВт, ; стоимость строительства составляет 15% от стоимости оборудования; стоимость проектирования - 15% от стоимости проектируемого оборудования. Исходя из выше изложенных соображений, имеем:

млн.руб.

Принимаем 9 млн.руб/год,

0,5 чел/МВт,

4 %

Тогда млн.руб.

Следовательно млн.руб.

Доля условно постоянных издержек, относимых на производство теплоты

, (9.10)

млн.руб.

Себестоимость электроэнергии на шинах

, (9.11)

где цена условного топлива, принимаем = 0,7 млн.руб./т.у.т.

Тогда руб./кВт*ч

Себестоимость тепловой энергии, отпущенной от коллекторов

, (9.12)

(9.13)

где - отпуск тепловой энергии с учетом расхода теплоты на собственные,

- расход теплоты на собственные нужды ТЭЦ

Принимаем = 3%

Тогда Гкал

Следовательно руб/Гкал

Удельные приведенные затраты в котельной на отпуск тепловой энергии

, (9.14)

где - приведенные затраты, определяемые по формуле (9.15)

, (9.15)

где - нормативный коэффициент капиталовложений,

- переменные издержки

Принимаем =0,1

Переменные издержки определяем из выражения

(9.16)

где - величина прироста расхода топлива по сравнению с базовым вариантом (котельной) без установки генерирующих мощностей

Следовательно

млн.руб.,

млн.руб./Гкал

Удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск электроэнергии

, (9.17)

млн.руб./кВт*ч

Показатель фондоотдачи

, (9.18)

где , - соответственно отпускная цена тепловой энергии (1 Гкал) и электроэнергии (1 кВт*ч)

Принимаем =399,87 руб/кВт*ч, =151095,48 руб/Гкал

Показатель фондовооруженности

, (9.19)

млн.руб./чел

Чистый дисконтированный доход

(9.20)

где CF - прибыль получаемая после ввода в эксплуатацию всего оборудования,

k - ставка дисконта

Принимаем k = 0,1

Прибыль от реализации продукции определяем следующим образом

, (9.21)

где , - соответственно разность отпускной цены и себестоимости электроэнергии и тепловой энергии,

- амортизационные отчисления,

млн.руб

Следовательно

Распределяем капиталовложения следующим образом:

на начальном этапе строительства 75%

на первом 12,5%

на втором 12,5%

Следовательно

Рентабельность составит

(9.22)

Срок окупаемости

, (9.23)

год

9.2 Организация ремонтных работ

Эксплуатация и ремонт котлов и вспомогательного оборудования должны отвечать “Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, трубопроводов пара и горячей воды”.

Основной целью организации ремонтного хозяйства является своевременное и качественное проведение ремонта.

Организация ремонтных работ предусматривает:

- доведение до всех бригад календарного графика ремонта каждой включённой в месячный график единицы оборудования и участка сети;

- ознакомление с поломками, предшествующими ремонту, состоянием оборудования по карте ремонта и по ведомостям;

- согласование конкретной даты и времени остановки в ремонт каждой подлежащей ремонту единицы оборудования или участка сети. При этом комплектующее электрооборудование ремонтируется одновременно с технологическим оборудованием, и сроки отдельных этапов ремонта согласовываются с мастером ремонтного участка, производящего ремонт технологического оборудования. Все электрические сети, питающие энергетическое оборудование, ремонтируются одновременно с ремонтом участка сети, к которому они относятся;

- комплектование резервного оборудования для производства обменного ремонта. В достаточно развитом и хорошо поставленном энергетическом хозяйстве капитальный ремонт оборудования не должен вызывать длительных простоев, связанных с ним технологических агрегатов и установок. Это достигается применением системы обменного ремонта, то есть путём замены выводимой в ремонт машины другой, той же или взаимозаменяемой модели и мощности, из состава складского резерва. Такая замена по календарному графику планово-предупредительных ремонтов готовится заблаговременно, проверяется, доставляется на рабочее место в подготовленном виде. Для материального стимулирования рабочей бригады за подготовку и осуществление беспростойного ремонта полагается до 10% нормы простойного времени на капитальный ремонт, приведённой для каждого вида оборудования. Плановый ремонт снятого при обменном ремонте оборудования производится в счёт того же плана ремонта, после чего оборудование передаётся на резервный склад. В картах ремонта той или иной единицы оборудования делается отметка о произведённом передвижении;

- разработку этапов и графика последовательно-узлового ремонта;

- комплектование узлов для узлового или последовательно-узлового ремонта;

- разработку сетевого графика капитального ремонта оборудования с особо большой трудоёмкостью ремонта, и для оборудования лимитирующего производства;

- проверку соответствия состава ремонтных бригад (качественного и профессионального) заданным объёмам и характеру предстоящих ремонтных работ;

- разработку и согласование календарного плана привлечения недостающих в составе бригады специалистов-ремонтников;

- согласование обеспечения ремонтных бригад необходимыми подъёмно-транспортными средствами.

Помимо указанного к организационной подготовке относится также диспетчеризация проводимых работ и контроль над ходом их выполнения.

Продолжительность ремонтного цикла для котлов определяется в зависимости от сезонности работы котлоагрегата и от вида используемого топлива, а для вспомогательного оборудования - в зависимости от его функций в системе котлоагрегата.

Численность персонала для проведения капитального ремонта оборудования производится по формуле:

(9.24)

где Т_кр- трудоёмкость капитального ремонта;

t_пр - время простоя оборудования, находящегося в капитальном ремонте;

t_ф - дневной фонд рабочего времени.

Одним из современных методов планирования и управления, основанных на использовании математических моделей и электронно-вычислительных машин, является система сетевого планирования и управления.

Каждая система имеет одно начальное и одно конечное событие, вследствие чего оно определяется однозначно, при помощи кода, образуемого из номеров событий. Код работы состоит из номера начального события работы и её конечного события. Обозначим рассматриваемое событие через i, последующее через j, а последующее через h.

В соответствии с этим работы обозначаются h-i; i-h; j-k, а их продолжительности - t(h-I);t(I-j);t(j-k).

Ранний срок совершения события определяется самым продолжительным из них, то есть

(9.25)

Поздний срок совершения события определяется :

, (9.26)

где - поздний срок свершения последующего события j;

t_i_-_j - продолжительность работы.

Поскольку каждое событие является моментом окончания всех предшествующих работ и открывает возможность начать последующие работы, то очевидно, что ранний срок свершения данного события является одновременно и наиболее ранним возможным сроком начала (так называемым ранним началом) t^рн_i_-_j всех работ, выходящих из этого события, то есть t^рн_i_-_j= t^р_i.

(9.27)

Аналогично поздний срок свершения события tⁿ_i является наиболее поздним допустимым сроком окончания (так называемым поздним окончанием) t^no_h_-_I всех работ, входящих в него, то есть t^no_h_-_I=tⁿ_i, и для данной работы (I-j) поздний срок окончания t^по_i_-_j=tⁿ_j.

Наиболее позднее начало любой работы:

(9.28)

Таким образом, на сетевом графике при четырёхсекторном методе расчета всегда указаны раннее начало и позднее окончание всех работ.

Величина полного резерва определяется так:

(9.29)

Таблица 9.1- Исходный сетевой график ремонта котла КВГМ-50

№ п/п	Наименование работы	Продолжительность работы, дней	Количество занятых работников, чел
1	Предварительная промывка и расшлаковка котла	2	2
2	Отглушка котла по газу	2	2
3	Промывка поверхностей нагрева	3	3
4	Ремонт горелок и газовой аппаратуры	4	4
5	Ремонт котла и вспомогательных механизмов	5	3
6	Гидравлическое испытание котла	1	3
7	Ремонт газоходов котла	3	5
8	Ремонт дутьевых вентиляторов и вспомогательного оборудования	3	5
9	Ремонт обмуровки и гарнитуры котла	5	3

Рисунок 9.1 - Сетевой график ремонта водогрейного котла КВГМ-100

Рисунок 9.2 - Дни выполнения комплекса работ

Рисунок 9.3 - График движения рабочей силы

9.3 Методы управления персоналом

Управление персоналом как специфическая деятельность осуществляется с помощью различных методов (способов) воздействия на сотрудников.

Методы управления персоналом - способы воздействия на коллективы и отдельных работников с целью осуществления координации их деятельности в процессе функционирования организации. В литературе имеются различные классификации таких методов. Так, в зависимости от характера воздействия на человека выделяют:

- методы стимулирования, связанные с удовлетворением определенных потребностей сотрудника;

- методы информирования, предполагающие передачу сотруднику сведений, которые позволят ему самостоятельно строить свое организационное поведение;

- методы убеждения, т.е. непосредственного целенаправленного воздействия на внутренний мир, систему ценностей человека;

- методы (административного) принуждения, основанные на угрозе или применении санкций.

- административные методы

- экономические методы

- социально-психологические методы

Методы управления персоналом можно также классифицировать по признаку принадлежности к общей функции управления: методы нормирования, организации, планирования, регулирования, стимулирования, анализа, учета.

Методы управления персоналом по признаку принадлежности к конкретной функции управления персоналом позволяет выстроить их в технологическую цепочку всего цикла работы с персоналом. Выделяются методы:

- найма, отбора и приема персонала;

- деловой оценки, профориентации и трудовой адаптации персонала;

- мотивации трудовой деятельности;

- организации системы обучения;

- управления конфликтами и стрессами;

- управления безопасностью;

- организации труда;

- управления деловой карьерой и служебно-профессиональным продвижением;

- высвобождения персонала.

Точно установить силу и конечный эффект воздействия указанных методов довольно трудно. Все методы управления персоналом взаимосвязаны и используются в комплексе.

Рассмотрим экономические, административно-правовые и социально-психологические методы управления, которые отличаются способами и результативностью воздействия на персонал.

Экономические методы управления являются способами воздействия на персонал на основе использования экономических законов и обеспечивают возможность в зависимости от ситуации как «одарять», так и «карать». Эффективность экономических методов управления определяется: формой собственности и ведения хозяйственной деятельности, принципами хозяйственного расчета, системой материального вознаграждения, рынком рабочей силы, рыночным ценообразованием, налоговой системой, структурой кредитования т.п. Наиболее распространенными формами прямого экономического воздействия на персонал являются: хозяйственный расчет, материальное стимулирование и участие в прибылях через приобретение ценных бумаг (акций, облигаций) организации.

Хозяйственный расчет является методом, стимулирующим персонал в целом на: соизмерение затрат на производство продукции с результатами хозяйственной деятельности (объем продаж, выручка), полное возмещение расходов на производство за счет полученных доходов, экономное расходование ресурсов и материальную заинтересованность сотрудников в результатах труда. Основными инструментами хозяйственного расчета являются: самостоятельность подразделения, самоокупаемость, самофинансирование, экономические нормативы, фонды экономического стимулирования (оплаты труда).

Материальное стимулирование осуществляется путем установления уровня материального вознаграждения (заработная плата, премии), компенсаций и льгот. В рыночных отношениях заработная плата выражает главный и непосредственный интерес наемных работников, работодателей и государства в целом. Нахождение взаимовыгодного механизма реализации и соблюдения интересов этого трехстороннего партнерства является одним из главных условий развития производства и составляет функцию управления трудом и заработной платой. Заработная плата представляет собой цену рабочей силы, соответствующую стоимости предметов потребления и услуг, которые обеспечивают воспроизводство рабочей силы, удовлетворяя материальные и духовные потребности работника и членов его семьи. Заработная плата является важнейшей составляющей стоимости продукции.

Структура оплаты труда позволяет определить, какие составляющие входят в оплату труда работника, в каких статьях себестоимости и прибыли они отражаются, каков удельный вес конкретного элемента в общей величине, заработной платы.

Трудовой кодекс РБ определяет заработную плату как вознаграждение за труд в зависимости от квалификации работника, сложности, количества, качества и условий выполненной работы, а также выплаты компенсационного и стимулирующего характера. Кодекс устанавливает перечень основных государственных гарантий по оплате труда.

9.4 Организация и управление предприятием

После сооружения когенерационной газотурбинной электростанции Борисовская котельная превращается в теплоэлектроцентраль, которая под названием Борисовская котельная будет являться структурным подразделением Жодинских электросетей, входящих в состав Минского республиканского унитарного предприятия электроэнергетики «Минскэнерго» Белорусского государственного энергетического концерна «БЕЛЭНЕРГО».

Общее руководство проектируемой Борисовской котельной осуществляет начальник (директор) тепловой котельной, который административно подчиняется управлению Жодинских ЭС и является ответственным за хозяйственную и производственную деятельность электростанции.

Организационно-экономическая деятельность котельной, включающая административное управление, финансово-экономическую деятельность, планирование и организацию труда и зарплаты, материально техническое снабжение, набор, расстановку и повышение квалификации кадров и т.д., осуществляется административно-управленческим персоналом Жлобинских ЭС - производственно-техническим отделом (ПТО), планово-экономическим отделом (ПЭО), отделом материально-технического снабжения (ОМТС), бухгалтерией, отделом кадров (ОК) и т.д.

Производственно-техническая деятельность ТЭЦ, включающая ремонтно-строительные работы, транспортное обслуживание, охрану также осуществляется персоналом Жодинских ЭС.

Самостоятельные административно-управленческие и производственные (ремонтно-строительные, транспорта и охраны) структурные подразделения на котельной, находящейся в составе предприятия электросетей (ПЭС) не создаются. Их функции выполняют соответствующие подразделения ЖЭС.

Численность этих подразделений определена в целом для предприятия электросетей с учетом ТЭЦ.

Производственно-техническая деятельность котельной, включающая эксплуатацию и контроль за работой оборудования, обеспечение надежности и экономичности работы оборудования, своевременное ремонтно-техническое обслуживание, а также реконструкцию и модернизацию оборудования, обеспечивается персоналом электростанции с привлечением ремонтных, строительно-монтажных и других организаций.

Производственно-техническая деятельность ТЭЦ, включающая эксплуатацию и контроль за работой оборудования, обеспечение надежности и экономичности работы оборудования, своевременное ремонтно-техническое обслуживание, а также реконструкцию и модернизацию оборудования, обеспечивается персоналом электростанции с привлечением ремонтных, строительно-монтажных и других организаций. Организационная структура управления котельной устанавливается типовой в соответствии с «Рекомендуемыми организационными структурами управления и нормативами численности промышленно производственного персонала тепловых электростанций», Минск, Минтопэнерго, 1996 г. и предусматривает цеховую структуру управления.

Цеховая структура управления котельной обеспечивает рациональное распределение управленческих функций между структурными подразделениями, оперативность, максимальную простоту и экономичность аппарата управления.

Организационная структура управления проектируемой котельной №3 г. Борисова представлена на рисунке 9.4.

Оперативное управление производством и распределение тепловой и электрической энергии осуществляется оперативным (дежурным) персоналом котельной, в обязанности которого входит ведение режимов, производство переключений и операций по включению и отключению оборудования, обеспечение безаварийности работы, техническое обслуживание оборудования.

В оперативном отношении дежурный персонал котельной подчинен начальнику смены электростанции, а в административно-техническом - начальникам цехов.

Начальник смены котельной оперативно руководит работой дежурных электромонтеров по обслуживанию электрооборудования электростанций, дежурных электрослесарей по обслуживанию автоматики и средств измерений котельной.

Структура оперативного управления проектируемой котельной №3 г. Борисова представлена на рисунке 9.5.

10. Охрана труда

10.1 Генеральный план котельной

В данном проекте рассматривается реконструкция районной котельной №3 г. Борисова, являющейся одним из основных централизованных источников теплоснабжения правобережной части города Борисова. Котельная обеспечивает теплом (горячая вода) промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор города. Установленное и находящееся в работе основное оборудование представлено в таблице 10.1:

Таблица 10.1 - Основное оборудование

Тип оборудования (заводская маркировка) и его станционный номер	Установленная электрическая мощность (МВт) или производительность (т/ч или Гкал/ч)	Давление пара или сетевой воды (кгс/см²), температура (ºС)	Год ввода в эксплуатацию
Паровые котлы: Е-50-14-ГМ ст. №№ 1, 2 Водогрейные котлы: 2) КВГМ-100 ст. №№ 3, 4	50 т/ч 100 Гкал/ч	14 /197 25/150	1987 1992

Компоновочными решениями по размещению вспомогательного оборудования установки, а также технологическими решениями, связанными с неудовлетворительным эксплуатационным состоянием задействованного в работе вспомогательного оборудования при установке ПГУ выполняется демонтаж следующего существующего оборудования, установленного в главном корпусе районной котельной №3:

- парового котла Е-50-14-ГМ ст. с тягодутьевым оборудованием и технологическими трубопроводами обвязки;

- водогрейного котла КВГМ-100 ст. с тягодутьевым оборудованием и технологическими трубопроводами обвязки;

- подогревателя исходной воды производительностью 100 м3/ч с последующей заменой на новый, более современный и эффективный;

- двух быстродействующих редукционных установок 1,4/0,6 МПа производительностью 30 т/ч.

Устанавливаемое оборудование ПГУ в составе:

- одна газовая турбина в комплекте с генератором мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» (г. Финспонг, Швеция).

- один паровой котел-утилизатор двух- барабанного типа с встроенным газовым подогревателем конденсата (ГПК) для захолаживания уходящих дымовых газов до экономически приемлемой температуры, вертикальный, с индивидуальной дымовой трубой, производства ОАО «Машиностроительный завод ЗИО-Подольск» (г. Подольск, Россия) (производительность и параметры вырабатываемого пара: Р_н.д.=0,7 МПа и Р_в.д.=8,0 МПа);

- один паровой котел малой мощности для пусковых операций типа КП-2,5-0,6 на параметры пара Р =0,6 МПа, производства ОАО «ГСКБ» (г. Брест).

Генеральный план площадки рассматриваемой котельной разработан с учётом особенностей прилегающей территории и застройки, условий обеспечения и использования санитарных разрывов, регламентируемых ТКП 45-3.01-155-2009 «Генеральные планы промышленных предприятий. Строительные нормы проектирования».

Котельный цех №3 расположен в г. Борисове (РК3) в промузле, сформированном в юго-западной части города, в тупиковом окончании ул. Чапаева.

Размеры площадки ограничены со всех сторон существующей застройкой и транспортными путями. С южной стороны на расстоянии 35 м проходит магистральная железная дорога Минск - Москва. С восточной стороны площадка выходит за границу застройки улицы Чапаева. С северной стороны в коридоре шириной 10 м между оградой котельной и существующим предприятием стройиндустрии проходит городская автомобильная дорога, связывающая его и расположенный непосредственно у западной стороны ограды котельной гаражный кооператив БОАМЛ с улицей Чапаева.

Территория котельной сложной конфигурации, площадь её составляет 5,2 га.

Корпус котельной расположен в восточной части площадки в 15 м от граничной линии ул. Чапаева. Ограда территории железобетонная, высотой 2,0 м, совпадает с границей землепользования. Основной автомобильный въезд на площадку осуществляется с ул. Чапаева, подъездной железнодорожный путь к эстакаде мазутослива примыкает к вытяжному пути ст. Борисов.

Весь персонал на создаваемых рабочих местах обеспечивается гардеробными и бытовыми помещениями, помещениями для отдыха и приема пищи, медицинским обслуживанием в соответствии с требованиями ТКП 45-3,02-209-2010 «Административные и бытовые здания. Строительные нормы проектирования».

Для площадки котельной характерна высокая плотность застройки и насыщенная сеть подземных инженерных коммуникаций различного назначения и исполнения.

При определении места размещения зданий и сооружений учитывались:

- функциональное зонирование территории и технологические связи объектов;

- наличие свободной от застройки территории;

- возможность подключения проектируемых инженерных сетей к существующим коммуникациям по кратчайшим трассам;

- соблюдение нормативных расстояний от проектируемых сооружений до сохраняемых существующих сооружений и коммуникаций.

Для расположения нового корпуса с проектируемым технологическим оборудованием ПГУ использован дополнительно отведенный участок территории.

Необходимость соблюдения нормативных расстояний от градирен до автодорог общего пользования, противопожарных разрывов между складами горючих жидкостей и сооружениями соседних предприятий, между газопроводами высокого давления и магистральных железных дорог резко ограничила возможность выбора места посадки вышеуказанных сооружений.

Принимая во внимание, что существующее технологическое оборудование может быть частично демонтировано, а оставшееся может использовать в качестве топлива газ, принято решение о демонтаже существующего мазутного хозяйства и размещении на этом месте новых проектируемых сооружений системы водоохлаждения ГТУ, складов топлива, масла и дожимных газовых компрессоров.

Устанавливаемая парогазотурбинная установка полностью автоматизирована и обеспечивает полномасштабный контроль, надежность и безопасность эксплуатации оборудования, дистанционное и автоматическое управление основным и вспомогательным оборудованием во всех эксплуатационных режимах.

10.2 Санитарно-технические решения

Для обеспечения и поддержания требуемых условий воздушной среды проектируемые производственные, административные и бытовые помещения оборудуются отопительными и вентиляционными установками. Теплоносителем систем отопления и вентиляции служит перегретая вода.

Помещение установки ПГУ оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией с естественным и механическим побуждением, рассчитанной на ассимиляцию тепло- и влагоизбытков от технологического оборудования. Подача воздуха осуществляется через клапаны, установленные в наружных стенах и через окна.

Отопление помещения ПГУ (монтажное и дежурное) предусмотрено с помощью воздушно-отопительных агрегатов. Для административных и бытовых помещений предусматривается водяная система отопления с местными нагревательными приборами - радиаторами и регистрами из гладких труб.

Уровень шума, возбуждаемый турбинными установками (газовая и паровая турбины), согласно технических условий на поставку оборудования, замеренный на расстоянии 1 м от обшивки оборудования по контуру, не превышает 70 дБА, уровень звука, возбуждаемый котлом-утилизатором не превышает 65 дБА. А предельно допустимое значение, согласно СанПиН 2.2.4/2.1.8.10-32-2002 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки» составляет 80 дБА.

Для насосной станции дизельного топлива и помещений КРУЭ с электрогазовым оборудованием предусматривается аварийная вентиляция.

Отопительные и вентиляционные установки снабжены средствами контроля, автоматического регулирования, защиты, блокировки и управления для обеспечения и поддержания требуемых условий воздушной среды в помещениях, включения и отключения систем по специальным требованиям при пожаре или аварии, а также экономии тепла и электроэнергии.

Эквивалентный уровень шума в помещениях - 75 дБА. Для снижения уровня шума от работающих вентиляционных установок все вентиляторы устанавливаются на виброоснования и размещаются в отдельных помещениях. Вентиляторы присоединяются к воздуховодам при помощи гибких эластичных вставок, стены и перекрытия вентиляционных камер проектируются со звукоизоляцией. Окружные скорости вентиляторов, скорости движения воздуха в воздуховодах приняты с учетом обеспечения оптимальных акустических качеств проектируемых систем.

Исключение недопустимых шумов на рабочих местах производственного персонала достигается использованием следующих конструктивных и технологических решений:

- ограничением времени пребывания персонала в помещениях с повышенным шумовым фоном и организацей постоянных рабочих мест оперативного персонала в помещении щита управления, где осуществляется комплекс шумазащитных мероприятий;

- звукоизоляцией устанавливаемого турбинного и котельного оборудования тепло- звукоизоляционными материалами и кожухами;

- звукоизоляцией трубопроводов, воздуховодов и газоходов;

- установкой газотурбинного двигателя в закрытом турбоблоке;

- установкой шумоглушителей за КУ на тракте дымовых газов к дымовой трубе и шумоглушителей на выхлопных трубопроводах от предохранительных клапанов высокого и низкого давления;

- установкой специальных шумогасящих устройств на воздухозаборе газотурбинной установки.

Согласно технических характеристик на оборудование уровень шума, возбуждаемый турбинными установками, замеренный на расстоянии 1м от обшивки оборудования по контуру установки, не превышает 75 дБА, котлом-утилизатором - 60 дБА.

10.3 Решения по автоматизированной системе управления технологическими процессами

Эффективное управление новыми технологическими процессами и оборудованием осуществляется с применением автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП). Операторские станции устанавливаются в помещении щита управления ПГУ.

Создаваемая АСУ ТП осуществляет контроль и автоматическое регулирование параметров, технологические защиты оборудования и сигнализацию, логическое управление оборудованием и дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой.

В помещении цеха котельной с размещенными в нем техническими средствами АСУ ТП температура в нормальных условиях составляет от +22 до +24 ^оС, влажность не более 40-60% в холодный и от +23 до +25 ^оС, влажность не более 40-60% в теплый период года, что соответствует СанПиН 9-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

Компоновка щита управления обеспечивает считывание показаний дисплеев, а также управление оборудованием из положения «сидя». Клавиатура и манипуляторы обеспечивают вызов на экран технологических схем и возможность производить их деталировку.

Аварийная и предупредительная информация выводится оперативному персоналу в обобщенном виде, привлекающем внимание.

Аппаратные средства АСУ ТП рационально размещены с точки зрения удобств технического обслуживания и эксплуатации. Конструкция стоек с аппаратурой предусматривает беспрепятственный доступ ко всем элементам, требующим обслуживания.

Все технические средства АСУ ТП подключены к защитному заземлению, а все внешние элементы технических средств, находящиеся под напряжением, имеют защиту от случайного прикосновения.

Щиты КИП и А заземлены, уплотнены, имеют постоянное освещение и штепсельные розетки на 220 В.

Технические средства (датчики, исполнительные механизмы и т.д.) устанавливаются в местах, исключающих прямое попадание влаги, агрессивных сред, а также механическое воздействие на них.

На аппаратуре, установленной на панелях, щитах и по месту на первичных преобразователях, запорной и регулирующей арматуре и т.д. сделаны четкие надписи о назначении. На зажимах щитов и соединительных коробок, а также подключенных к ним кабелях и импульсных трубах нанесена маркировка.

10.4 Требования к конструкции основного оборудования, трубопроводам

В помещении котельной предусматривается установка одного блока ПГУ-65 в составе газовой турбины электрической мощностью 45 МВт с паровым котлом-утилизатором паропроизводительностью 25 т/ч и одной паровой турбины (ПТ) мощностью 20 МВт.

Устанавливаемое оборудование разработано с учетом требований Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей и существующей нормативно-технической и законодательной документации по технике безопасности и оснащено защитными устройствами, автоматическим регулированием и блокировками, обеспечивающими его стабильную и безопасную работу.

Механическая безопасность оборудования обеспечивается прочностью корпусов установок, блокирующими и защитными устройствами, предотвращающими выход за установленные предельные значения параметров, наличием защитных кожухов на вращающихся частях.

Тепловая безопасность обеспечивается наличием теплоизолирующих кожухов, отсутствием прямого воздействия отопительных приборов и солнечных лучей на оборудование топливной и масляной систем, наличием системы вентиляции и охлаждения.

Температура поверхности нагревательных поверхностей не превышает 45°С, что соответствует СанПиН 9-80 РБ 98 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

Конструкция турбогенераторов обеспечивает осуществление всех необходимых действий, движений и перемещений, связанных с обслуживанием и ремонтом, с минимальными затратами времени и средств.

Компоновочными решениями обеспечена возможность подъезда напольного транспорта и обслуживание технологического оборудования стационарными грузоподъемными механизмами.

Производится изоляция трубопроводов и оборудования в местах доступных человеку для предотвращения ожогов от прикосновения и снижения теплопотерь в окружающую среду. Оборудование и трубопроводы с температурой теплоносителя выше 45 ⁰С подлежат тепловой изоляции минераловатными материалами и кожухом из оцинкованной стали.

В конструкции оборудования турбин предусмотрены предохранительные и оградительные устройства для безопасной эксплуатации и меры по исключению возможности действия токсических веществ на обслуживающий персонал. Конструкция турбин исключает попадание масляных аэрозолей наружу на фундаменты, настил рабочих площадок, оборудование.

Масляные баки турбинных установок снабжены указателями уровня масла и реле давления масла в системе смазки, расположенными в точках, удаленных от взрывоопасной зоны масляных баков.

Конструкция корпусов двигателей обеспечивает плотность разъемов и фланцевых соединений во время их эксплуатации. Для предотвращения утечек масла при разуплотнении фланцевых соединений выполняются защитные кожухи из негорючих материалов на фланцевых соединениях маслопроводов и арматуры.

Возможные дренажные утечки, ввиду их небольшого количества, предусматривается собирать в приямок, из которого они откачиваются в передвижные емкости для дальнейшей утилизации.

Для аварийного слива масла из турбинных установок предусматриваются подземные аварийные маслобаки, установленные за пределами здания и удаленные от взрывоопасной зоны. Объемы маслобаков выбраны с учетом объемов масла, необходимого для заполнения двигателей.

В маслосистеме предусматривается применение бесшовных труб и стальной арматуры, соответствующих 1 классу герметичности.

Сосуды, работающие под давлением, оснащены манометрами и защищены от превышения давления установкой предохранительных клапанов в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением».

На трубопроводах нанесены отличительные и предупреждающие знаки, в местах соединения трубопроводов установлены отличительные планки, выполнена окраска противопожарных трубопроводов.

10.5 Требования к конструкции котлов, пароперегревателей, экономайзеров и их элементов

Конструкция парового котла-утилизатора и его основных частей обеспечивает надёжность, долговечность и безопасность эксплуатации на расчётных параметрах в течение расчётного ресурса безопасной работы котла, а также возможность технического освидетельствования, очистки, промывки, ремонта и эксплуатационного контроля металла. Внутренние устройства в паровой и водяной частях барабанов котлов, препятствующие осмотру их поверхности, а также проведению дефектоскопии, выполнены съёмными. Конструкция и гидравлическая схема котла, пароперегревателя и экономайзера обеспечивают надёжное охлаждение стенок элементов, находящихся под давлением. Конструкция котла обеспечивает возможность равномерного прогрева его элементов, а также возможность свободного теплового расширения отдельных элементов котла. Для контроля за перемещением элементов котлов при тепловом расширении в соответствующих точках установлены указатели перемещения (реперы). Участки элементов котла и трубопроводов с повышенной температурой поверхности, доступные для обслуживающего персонала, покрыты тепловой изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 45°С при температуре окружающей среды не более 25°С.

Для барабанов и коллекторов применяются лазы и лючки, отвечающие следующим требованиям. В барабанах - лазы круглой формы; диаметр круглого лаза 400мм, а размеры осей овального лаза - 300х400мм. Крышки лазов массой более 30 кг снабжены приспособлением для облегчения открывания и закрывания. В коллекторах с внутренним диаметром более 150 мм предусмотрены отверстия (лючки) круглой формы с наименьшим размером в свету не менее 80 мм для осмотра и чистки внутренней поверхности. В стенках топки и газоходов предусмотрены лазы, смотровые окна и гляделки, обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева, обмуровки, а также за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов. Круглые лазы выполнены диаметром 450 мм для обеспечения возможности проникновения внутрь котла для осмотра наружных поверхностей его элементов. Дверцы и крышки лазов, лючков и гляделок являются прочными и плотными, и конструкция их исключает возможность самопроизвольного открытия.

Установлены следующие контрольно-измерительные приборы: манометры деформационного типа, термоэлектрические термометры, также термометры сопротивления, дроссельный расходомер с переменным перепадом давления, прибор для измерения уровня жидкости, устройствами, автоматическими прекращающими подачу газа в горелки при падении давления воздуха ниже допустимого.

10.6 Электротехнические решения

Во всех помещениях, содержащих электрооборудование и электроаппаратуру, предусматриваются внутренние контуры заземления, соединяемые с общим наружным контуром не менее, чем в двух точках.

В особо опасных зонах с возможностью стекания в землю больших токов коротких замыканий и импульсных токов молний предусматривается выравнивание потенциалов с целью снижения шаговых напряжений и напряжений прикосновения до нормированных значений.

Для защиты людей от поражения электрическим током при повреждении изоляции электрооборудования выполняется заземление корпусов электродвигателей и аппаратуры и зануление корпусов светильников освещения.

Во взрыво- и пожароопасных зонах и помещениях применяются электродвигатели, аппаратура, электропроводка и осветительная арматура в соответствующем исполнении.

Во избежание поражения обслуживающего персонала электрическим током части распределительных устройств, находящиеся под напряжением, ограждаются.

Для предотвращения ошибочных действий при производстве оперативных переключений предусматривается электромеханическая блокировка разъединителей с выключателями.

Электроаппаратура выбрана термически и динамически устойчивой к действию токов коротких замыканий.

В распределительном устройстве расстояние от токоведущих частей до земли, до частей зданий, а также проходы между оборудованием приняты не менее нормируемых ПУЭ.

Вращающиеся части электрических машин ограждаются устройствами, предотвращающими случайное прикосновение к ним обслуживающего персонала.

В целях безопасности проектом также предусматривается рациональная цветовая окраска строительных конструкций и технологического оборудования в соответствии с «ТКП 181-2009 (02230). Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей».

У отборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов при необходимости предусмотрены площадки для обслуживания.

Все металлические части, которые могут попасть под напряжение в результате нарушения изоляции, заземлены. Сопротивление заземления составляет 4 Ом.

10.7 Пожарная безопасность

Взрывопожаробезопасность зданий обеспечивается планировочными решениями с учетом категорий помещений по взрывопожарной и пожарной опасности, применением материалов и конструкций с требуемым пределом огнестойкости.

Степень огнестойкости корпуса котельной - IV. Пределы огнестойкости отдельных конструкций представлены в таблице 9.2 в соответствии с СНБ 2.02.01-98 изм.

Таблица 10.2 - Пределы огнестойкости строительных конструкций для здания IV степени огнестойкости

Степень огнестойкости здания	Предел огнестойкости - класс пожарной опасности строительных конструкций/класс пожарной опасности систем наружного утепления (облицовок наружных стен с внешней стороны)
	Несущие элементы здания	Самонесущие стены	Наружные ненесущие стены	Перекрытия междуэтажные (в том числе чердачные и над подвалами)	Элементы бесчердачных покрытий		Лестничные клетки
					Настилы, в том числе с утеплителем	Фермы, балки, прогоны	Внутренние стены	Марши и площадки лестниц
IV	R 60-K0/КН1*	RЕ 45-K0/КН1*	E 30-K1/КН1*	REI 45-K0	RE 15-K1	R 15-K1	REI 90-K0	R 45-K0

В летний грозовой период здание котельной может оказаться под воздействием грозовых атмосферных электрических зарядов. Для этого в соответствии с СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий, сооружений и промышленных коммуникаций» установлена молниезащита. Установлены молниеприёмники стержневого типа. Они выполнены из полосовой стали, покрыты антикоррозийной краской, поперечным сечением не менее 100 мм². Так как здания котельной имеют железобетонные конструкции кровли, то с целью молниезащиты они заземлены. Токоотводы выполнены из стали и рассчитаны на пропускание полного тока молнии без нарушений и существенного перегрева и покрыты антикоррозийным покрытием. Также в качестве токоотводов используются металлические элементы конструкций: пожарные лестницы, водосточные трубы. Токоотводы с заземлителями соединены сваркой.

Для тушения пожаров сооружена сеть наружного и внутреннего противопожарного водопровода, состоящая из запасных резервуаров, насосной станции, водозаборных сооружений, трасс трубопроводов. На трубопроводах котельной через каждые 30 м размещены пожарные гидранты. В каждом производственном помещении сооружен противопожарный водопровод. Он состоит из ввода, водомерного узла, разводящей сети и стояков, водоразборной, запорной и регулирующей арматуры. Кроме того, для предотвращения возникновения пожара в котельной предусмотрены:

- щиты с шанцевым инструментом (лопата, лом, багор, топор);

- ящики с песком;

- противопожарные маты;

- огнетушители ОП-10, ОУ-5, ОВП-10.

Пожарная сигнализация предназначена для быстрого обнаружения и сообщения о пожаре. На котельной установлена автоматическая система пожарной сигнализации в соответствии с ТКП 45-2.02-190-2010 «Пожарная автоматика зданий и сооружений. Строительные нормы проектирования». Она состоит из: извещателей, автоматически подающих сигнал о пожаре; приёмной станции, принимающей поданные от извещателя сигналы о пожаре и автоматически подающей сигнал тревоги; системы проводов (сети), соединяющих извещатели с приёмной станцией.

Все помещения имеют достаточное количество эвакуационных выходов, предусмотрены выходы на кровлю зданий в соответствии с «ТКП 45-2.02-22-2006. Здания и сооружения. Эвакуационные пути и выходы. Правила проектирования». Пожароопасные помещения отделены от соседних помещений и коридоров противопожарными перегородками и перекрытиями в соответствии с «ТКП 45-2.02-92-2007. Ограничение распространения пожара в зданиях и сооружениях. Объемно-планировочные и конструктивные решения. Строительные нормы проектирования». Двери этих помещений предусмотрены самозакрывающимися с уплотненным притвором, двери лестничных клеток, выполнены дымонепроницаемыми.

Полы в помещениях бетонные, из керамической плитки и из специального антистатического линолеума, в зависимости от назначения помещения, с эффектом антискольжения на путях эвакуации.

Во взрывопожароопасных помещениях соблюдена требуемая площадь легкосбрасываемых конструкций (оконное остекление).

Все рабочие площадки, проходы и места подъема людей к месту работы ограждаются, освещаются и обозначены знаками и указателями.

Для эвакуации персонала при аварийном отключении нормального освещения предусматривается установка эвакуационного освещения в местах, опасных для прохода людей; в проходах и на лестницах, служащих для эвакуации людей; по основным проходам производственных помещений, в которых работают более 50 человек.

Заключение

В дипломном проекте была рассмотрена модернизация районной котельной №3 г. Борисова, предусматривающая установку газотурбинной установки вместе с котлом утилизатором. Предложенная схема модернизации котельной подробно проанализирована, а именно:

- рассмотрено основное теплотехнологическое оборудование котельной,

- произведён расчёт тепловой схемы,

- выполнен тепловой подогревателя сетевой воды ПСВ-45,

- рассмотрены контрольно-измерительные приборы и автоматизация водогрейного котла КВГМ-50,

- выбрано электрическое оборудование для питания электродвигателей тягодутьевого оборудования,

- в разделе «охрана труда» были рассмотрены вопросы техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности на котельной,

- в экономической части проекта были рассчитаны основные технико-экономические показатели.

Основываясь на произведенные расчеты, очевидно, что предложенная модернизация рациональна и энергетически эффективна.

Список используемых источников

1 Попырин П.С. «Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок» - М.: Энергия, 1978, - 342с. : ил.

2 Седнин В.А. «Моделирование, оптимизация и управление теплотехническими системами»: Учеб. метод. пособие по курсовому проектированию для студ. энергет. спец./В.А.Седнин. - Мн.: БНТУ, 2002.

Нащокин Б.В. «Техническая термодинамика и теплопередача» -М: Высшая школа, 1980

Ривкин С.Л.Теплофизические свойства воды и водяного пара.-М.: Энергия,1980.-424с.

Андрианова Т.Н., Дзампов Б.В. Сборник задач по технической термодинамике. Учеб. пособие для ВУЗов, - М.: Энегоиздат, 1981

Воинов А.П., Зайцев В.А. «Котлы - утилизаторы технологические агрегаты» -М.: Энергоатомиздат, 1989

Лебедев П.Д. «Теплообменные, сушильные холодильные установки» - М.: Энергия, 1972

Теоретические основы теплотехники. Технический эксперимент. Справочник -М.: Энергоатомиздат, 1985

Роддатис К.Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности. -М.: Энергия, 1968

Кочетков А.В., Мигуцкий Е.Г. «Котельные установки промышленных предприятий». Методические указания - Мн.: БПИ, 1985

Лебедев П.Д. «Теплообменные, сушильные холодильные установки» - М.: Энергия, 1972

Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. «Электроснабжение промышленных предприятий». Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию - Мн.: БГПА, 1998

13 Нагорнов В.Н. Методические пособие по экономической части дипломного проектирования для студентов специальности «Тепловые электрические станции» - Мн.: БГПА, 1992

14 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. М.: Энергоатомиздат, 1989

Лазаренков А.М. «Охрана труда» - Мн.: БНТУ, 2004

16 Паровые и газовые турбины: Учебник для вузов/М.А.Трубилов.-М.:Энергоатомиздат, 1985

Модернизации котельной путем установки ГТУ

Модернизации котельной путем установки ГТУ

Введение

1. Описание объекта проектирования

1.1 Существующее положение

1.2 Тепловые нагрузки

1.3 Технологическое решение по установке генерирующих мощностей

2. Основные технические характеристики устанавливаемого основного оборудования

2.1 Газовая турбина

2.2 Котел-утилизатор

3. Расчет принципиальной тепловой схемы

3.1 Аннотация

3.2 Синтез расчетной структуры исследуемого объекта

3.3 Составление математической модели

3.4 Разработка алгоритма и его программной реализации для ПЭВМ для анализа системы

3.5 Численное исследование и анализ полученных результатов

4. Укрупненный расчет установки генерирующих мощностей

4.1 Описание установки

4.2 Расчёт процесса сжатия воздуха в компрессоре

4.3 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м3 топлива ГТУ

4.4 Расчёт камеры сгорания

4.5 Баланс энергии камеры сгорания

4.6 Расчёт процесса расширения дымовых газов в турбине

4.7 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м3 топлива ГТУ

5. Расчет сетевого подогревателя

5.1 Выбор сетевого подогревателя

5.2 Конструктивный расчёт сетевого подогревателя

5.3 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя

6. Промышленная экология

6.1 Общие сведения

6.2 Расчет выбросов от газотурбинной установки

6.3 Расчет выбросов оксида углерода и несгоревших углеводородов

6.4 Расчет и выбор дымовых труб

6.5 Расчет платы за выбросы в атмосферу загрязняющих веществ

7. Электроснабжение

7.1 Исходные данные

7.3 Определение параметров схемы

7.4 Выбор токопроводов

8. Автоматическое регулирование тепловой нагрузки парогенератора

9. Расчет технико-экономических показателей

9.1 Расчёт технико-экономических показателей ТЭЦ

9.2 Организация ремонтных работ

9.3 Методы управления персоналом

9.4 Организация и управление предприятием

10. Охрана труда

10.1 Генеральный план котельной

10.2 Санитарно-технические решения

10.3 Решения по автоматизированной системе управления технологическими процессами

10.4 Требования к конструкции основного оборудования, трубопроводам

10.5 Требования к конструкции котлов, пароперегревателей, экономайзеров и их элементов

10.6 Электротехнические решения

10.7 Пожарная безопасность

Заключение

Список используемых источников

Похожие работы на - Модернизации котельной путем установки ГТУ

4.3 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м³ топлива ГТУ

4.7 Баланс энергии компрессора, отнесённый к 1 м³ топлива ГТУ