Комплексный расчет по строительству парогазового блока мощность 400 МВт

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

603,72 Кб
Опубликовано:

2013-01-31

Все дипломные работы по физике

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Комплексный расчет по строительству парогазового блока мощность 400 МВт

Содержание

Введение

. Экономическая часть

1.1 Актуальность дипломного проекта

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемого конденсационного парогазового блока

.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

.4 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по проекту блока

2. Основная часть

2.1 Разработка ПТС

2.2 Тепловой расчет ГТУ

2.3 Расчет тепловой схемы ПГУ с НПГ

2.4 Расчет проточной части газовой турбины

2.5 Расчет проточной части паровой турбины

2.6 Схема газового хозяйства

2.7 Расчет выбросов и выбор дымовой трубы

3. Безопасность проектируемого объекта

3.1 Общая характеристика проектируемого объекта

3.2 Объемно-планировочное решение проектируемого объекта

3.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса

3.4 Производственная санитария

3.5 Предотвращение аварийных ситуаций

3.6 Расчет естественного освещения турбинного цеха

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Введение

Одним из основных приоритетов энергетической стратегии Росси на период до 2020 г. является максимальное использование природных топливно-энергетических ресурсов. В настоящее время тепловые электростанции потребляют 39,5% газа, расходуемого на внутренние нужды страны, вырабатывают 67% электроэнергии и отпускают 47% централизованного тепла. В ближайшие 15 лет они останутся основой электроэнергетики России, их удельный вес в суммарной установленной мощности существенно не изменится. Поэтому снижение удельных и суммарных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла ТЭС является одной из основных стратегических задач электроэнергетики.

Перспективное направление в энергетике - использование парогазовых технологий, это обусловлено рядом преимуществ ПГУ над паротурбинными блоками:

- высокий КПД, достигающий в современных бинарных установках 58÷60 %;

- снижение удельных капитальных затрат порядка 30 %;

сокращение сроков монтажа оборудования и сроков ввода мощностей ПГУ;

сокращение продолжительности пусков оборудования ПГУ;

уменьшение вредных выбросов в окружающую среду;

сокращение численности эксплуатационного персонала.

В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза. За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газов выросла с 800÷850 ˚С до 1200÷1300 ˚С и выше.

В этих условиях определяющим в технической политике является применение при реконструкции и новом строительстве парогазовых технологий для ТЭС, использующих газообразное топливо, и ПГУ с внутрицикловой газификацией для электростанций на твердом топливе.

1. Экономическая часть

.1 Актуальность дипломного проекта

Актуальность дипломного проекта обосновывается целями и приоритетами энергетической стратегии России на период 2020 года. Развитие электроэнергетики должно обеспечить необходимыми энергетическими ресурсами начавшийся экономический рост во всех отраслях народного хозяйства.

Природный газ в России является одним из самых востребованных продуктов экспорта. При этом только около 25% добываемого газа продается в Европу по рыночным ценам. Остальная часть либо продается по заниженным тарифам на внутреннем рынке, либо теряется. Поэтому руководство страны пытается сократить потребление газа внутри России, чтобы больше продать за рубеж. Энергетика - крупнейший внутренний потребитель природного газа, и поэтому экономить газ в первую очередь планируется именно в ней.

Основных путей экономии газа в энергетике не более 3-х:

- строительство новых АЭС взамен газовых ТЭС;

- строительство ТЭС на твердом топливе взамен газовых ТЭС;

- альтернативный вариант - повышение эффективности использования газа в самой энергетике, путем внедрения парогазовых установок на действующие газовые ТЭС;

При выполнении технико-экономического обоснования эффективности строительства парогазовой ТЭС, сравним два варианта наращивания мощностей в энергетике: за счет строительства пылеугольных энергоблоков и за счет внедрения парогазовых установок .

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемого конденсационного парогазового блока

Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемом блоке 400 МВт. В качестве основного оборудования используются парогазовая установка ПГУ-400, в составе:

- Одна газовая турбина ГТУ-110;

- Два барабанных котла, паропроизводительностью каждый 500 т/ч;

- Две паровые турбины К-150-130.

Эксплуатационные расходы в проектных технико-экономических расчётах, группируются в укрупненные статьи калькуляции, млн.руб/год.

; (1)

где - затраты на топливо;

- расходы на оплату труда;

- амортизация основных производственных фондов;

- расходы на ремонт основных фондов;

- прочие расходы;

Расчёт затрат на топливо

Число часов фактической работы турбоагрегата, т.е. календарное время за вычетом простоя в капитальном и текущем ремонте, час/год:

, (2)

где - время простоя в ремонте, ч;

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (3)

где - установленная мощность станции, МВт;

- число часов использования установленной мощности, ч,

Средняя нагрузка электростанции, МВт :

, (4)

где - число часов фактической работы, ч;

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт :

, (5)

где - число блоков;

Годовой расход топлива блоками КЭС на выработку электрической нагрузки в установившемся режиме, т.н.т./год:

, (6)

где - расход натурального топлива на парогазовую установку, т;

Для расчета расхода натурального топлива на парогазовую установку нам необходимы некоторые величины, рассчитываемые в основной части дипломного проекта и представленные в таблице 1.1.

, (7)

где - расход натурального топлива на низконапорный парогенератор, т;

- число низконапорных парогенераторов, входящих в состав ПГУ;

- расход натурального топлива на газотурбинную установку, т;

Таблица 1.1 - Данные, необходимые для расчета расхода натурального топлива на парогазовую установку

Наименование показателя	Значение показателя
Расход натурального топлива на газотурбинную установку, т/ч
Расход натурального топлива на низконапорный парогенератор, т/ч

;

Потери топлива в неустановившемся режиме, т. н.т./год:

_,(8)

где и - пусковые потери соответственно при останове на 6-10 часов и при пуске из холодного состояния;

и - число пусков и остановов соответственно на 6-10 часов и из холодного состояния;

- низшая теплота сгорания природного газа, кДж/кг, ;

Расход натурального топлива тыс. м³/год:

,(9)

где - плотность природного газа, кг/м³, ;

;

Затраты на топливо, млн. руб./год:

,(10)

где - цена природного газа, руб./тыс. м³, ;

;

Расходы на оплату труда

Для приближённых расчётов заработной платы по станции можно использовать формулу, млн. руб./год:

, (11)

где - штатный коэффициент; примерно 0,46

- средняя зарплата одного работника за год;

Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

,(12)

где - средняя норма амортизации станции в целом;

- капитальные вложения в ТЭС, млн. руб./год:

,(13)

где и - капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб./год.;

- коэффициент, учитывающий район размещения;

- коэффициент удорожания в ценах текущего года;

;

Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

,(14)

где - норма отчислений на ремонтное обслуживание от капитальных вложений в ТЭС;

Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

общецеховые и обще-станционные расходы;

расходы по охране труда и технике безопасности;

налоги и сборы;

плата за землю;

и др.;

Их величина принимается 20-30% от суммарных затрат на амортизацию, ремонт и зарплату, с учётом единого социального налога, млн. руб./год:

,(15)

где - единый социальный налог, рассчитываемый по ставке 26% от расходов на оплату труда;

;

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб./год:

;

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей:

,(16)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает 43,04% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о приемлемости результатов расчёта издержек производства.

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч;

,(17)

где - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции;

;

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

,(18)

;

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

,(19)

;

Удельный расход натурального топлива на выработанный кВт·ч, кг н.т/кВт ч:

,(20)

;

Удельный расход натурального топлива на отпущенный кВт·ч, кг н.т./кВт ч:

,(21)

;

Во втором варианте расчёта установленная мощность остаётся прежней, состав основного оборудования: 2 блока К-200-130 с котельными агрегатами производительностью 670 т/ч, работающих на газовом топливе.

Второй вариант расчёта сведём в таблицу 1.2 , т.к. методика расчёта повторяет методику, описанную выше.

Таблица 1.2 - Расчёт технико-экономических показателей станции по альтернативному варианту

Наименование показателя	Значение показателя
Число часов фактической работы турбоагрегата, ч
Выработка установленной мощности на КЭС, МВт·ч
Средняя нагрузка электростанции, МВт
Среднегодовая нагрузка блока, МВт
Годовой расход топлива, т у.т./год
Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год
Расход топлива на КЭС, т у.т./год
Расход натурального топлива на КЭС, тыс. м³/год
Затраты на топливо, млн. руб./год
Расходы по оплате труда, млн. руб./год
Амортизационные отчисления, млн. руб./год
Расходы по ремонтному обслуживанию, млн. руб./год
Прочие расходы, млн. руб./год
Годовой отпуск энергии с шин ТЭС, МВт·ч
Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт·ч
Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт·ч
Удельный расход топлива на выработанный кВт·ч, кг н.т./кВт·ч
Удельный расход топлива на отпущенный кВт·ч, кг н.т./кВт·ч

Результаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 2

Таблица 1.3 - Основные технико-экономические показатели станции.

Наименование показателя	Значение показателя
	Вариант1	Вариант2
Установленная мощность, МВт	400	400
Состав основного оборудования	1×ПГУ-400	2×К-200
Число часов использования установленной мощности, ч/год	7000	7000
Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт·ч	2800000	2800000
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч	2640400	2651600
Удельный расход натурального топлива на выработанный кВт·ч, кг н.т./кВт·ч	0,235	0,250
Удельный расход натурального топлива на отпущенный кВт·ч, кг н.т./кВт·ч	0,250	0,264
Себестоимость единицы электроэнергии, руб./кВт·ч: а) выработанной б) отпущенной	0,43 0,45	0,60 0,64
Штатный коэффициент	0,46	0,64
Удельные капитальные вложения	8,929	15,22

Таким образом, по показателю проектной себестоимости, а также по величине капитальных вложений, первый вариант с парогазовыми установками ПГУ-450 является более предпочтительным.

Хозрасчётный эффект для станции составит, млн. руб./год:

, (22)

где - себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по сопоставляемому варианту, руб./кВт·ч;

- себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по рекомендуемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч;

- годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому варианту, МВт·ч;

1.4 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по проекту блока

Срок окупаемости - это период (измеряемый в месяцах, кварталах или годах), начиная с которого первоначальные затраты покрываются суммарными результатами. Другими словами, это интервал времени, в течении которого общий объём капитальных затрат остаётся большим суммы амортизационных отчислений и прироста прибыли предприятия.

Соотношение между доходами и расходами по реализации проекта определяется показателем чистого дисконтированного дохода (ЧДД). Если ЧДД больше нуля, то все затраты по проекту окупаются доходами, т.е. данный проект инвестиций можно рекомендовать к практической реализации.

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

(23)

где - стоимость строительства станции, млн.руб.;

- себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч.;

- амортизация основных производственных фондов;

- годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

- текущий год;

- тариф на отпущенный кВт·ч с учётом планируемой рентабельности, принимаем фиксированный тариф, руб./кВт·ч, на уровне ;

Денежный поток по отпущенной электроэнергии, млн. руб.:

,(24)

;

Расчёт срока окупаемости станции сведём в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Срок окупаемости капитальных вложений

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1)Денежный поток по инвестиционной деятельности - кап. вложения(К)	-3571,754	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2)Денежный поток по основной деятельности: -амортизационные отчисления -доход по отпущенной эл.энергии	-	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942	396,060 267,882 663,942
3)Чистый денежный поток	-3571,754	663,942	663,942	663,942	663,942	663,942	663,942	663,942	663,942	663,942	663,942
4)Коэффициент дисконтирования 1/(1+0,1)ⁿ	1	0.909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385
5)Чистый дисконтированный доход	-3571,754	603,523	548,416	498,620	453,472	411,644	374,463	340,602	309,397	281,511	255,618
6)ЧДД нарастающим итогом	-3571,754	-2968,231	-2419,815	-1921,195	-1467,723	-1056,079	-681,616	-341,014	-31,617	249,894	505,512

Капитальные вложения в проект ПГУ-400 окупается на девятый год эксплуатации при условии, что тариф на э/э принимается выше на уровне 0,6 руб./кВт·ч и стоимость топлива 779 руб./тыс. м³.

Однако в перспективе 2011 года цена на топливо будет увеличена до 2559 руб./тыс. м³ , поэтому произведем перерасчет, а результат сведем в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 - Пересчет экономических показателей эффективности проекта при новой цене на газ.

Цена топлива, руб./тыс. м³	Процент топливной составляющей, %	Рост цены на топливо, %	Себестоимость отпущенной электроэнергии, руб/кВт ч	Доход по отпущенной эл.энергии, млн. руб./год	Год окупаемости	43,04	-	0,46	396,060	9
2559	71,76	328,5	0,91	-	-

Из таблицы видно что при сохранение тарифа на электрическую энергию и повышение цены на топливо, станция становится нерентабельной, необходимо повышать тариф.

График чувствительности показателя эффективности инвестиций в проект парогазового блока к изменению ставки дисконта представлен на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - График чувствительности показателя эффективности инвестиций в проект парогазового блока к изменению ставки дисконта

Как видно из графика, показатель срока окупаемости инвестиций в проект парогазового блока является достаточно устойчивым к изменению ставки дисконта при учёте разновременных денежных потоков. В принятом диапазоне изменения ставки дисконта срок окупаемости капиталовложений составляет 9лет.

2. Основная часть

.1 Разработка ПТС

Парогазовый цикл реализуется работой газотурбинной установки в высокотемпературной части и паротурбинной установки в низкотемпературной части.

На листе 1 графической части дипломного проекта представлена принципиальная тепловая схема (ПТС) парогазовой установки мощностью 400 МВт. ПТС включает в себя одну газовую турбину ГТУ-110, один низконапорных парогенератора (НПГ) и две паровые турбины К-150-130.

Выходные газы энергетической газотурбинной установки (ГТУ) делятся поровну на два низконапорных парогенератора (НПГ), где большая часть их теплоты передается пароводяному рабочему телу. Генерируемый в НПГ пар направляется в паротурбинную установку (ПТУ), где вырабатывается дополнительное количество электроэнергии. Отработавший в паровой турбине (ПТ) пар конденсируется в однокорпусном конденсаторе ПТУ, конденсат с помощью насоса подается в схему.

Низконапорный парогенератор - барабанный котлоагрегат с естественной циркуляции воды в испарительных поверхностях нагрева.

Турбина К-150-130 двухцилиндровая. Пар проходит цилиндр высоко давления (ЦВД) и далее, цилиндр низкого давления (ЦНД).

Деаэрирование питательной воды производится в деаэраторе, работающем при давлении 0,7 МПа. Из деаэратора питательная вода, с помощью питательных насосов, подается в низконапорный парогенератор.

Потери конденсата восполняются обессоленной водой, поступающей из химводоочистки в деаэратор. Магистраль обессоленной воды общестанционная.

В тепловой схеме энергетической ГТУ газовая турбина выполняет функции теплового двигателя, преобразующего энергию горячих газов в крутящий момент на валу установки. Эта энергия частично потребляется компрессором, а оставшаяся её часть передается электрогенератору, к которому подключается нагрузка. Способ работы турбокомпрессоров - динамический - обеспечивает непрерывность сжатия газа и его перемещение благодаря силовому воздействию вращающихся лопаток и потока газа. Воздух, сжимаемый в компрессоре, поступает в камеру сгорания. Затем газы, образовавшиеся в камере сгорания, в результате сжигания топлива, поступают в газовую турбину.

Рассчитаем энергоустановку ПГУ-400, опираясь на разработанную принципиальную тепловую схему. Для этого выполним тепловой расчет каждого из элементов схемы: ГТУ, НПГ, ПТУ.

Температура наружного воздуха = 15 °С, давление =10⁵ Па.

Давление в конденсаторе = 0,0035 МПа; допустимая влажность = 10%.

.2 Тепловой расчет ГТУ

При расчете тепловой схемы ГТУ исходными величинами, заданными или принимаемыми по оценке, являются:

- электрическая мощность МВт;

температура газов перед газовой турбиной °С;

температура воздуха на входе в компрессор °С;

наибольшая допустимая температура металла сопловых и рабочих лопаток, по условиям прочности °С;

степень сжатия в компрессоре ;

число ступеней газовой турбины и ;

коэффициент потерь давления ;

коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания ;

механический КПД турбины ;

КПД электрогенератора ;

изоэнтропийный КПД турбины ;

изоэнтропийный КПД компрессора ;

коэффициент утечек ;

В качестве топлива принимаем стандартный углеводород (,), имеющий следующие характеристики:

- теплота сгорания кДж/кг;

- минимально необходимое количество воздуха для полного сжигания газа кг/кг;

Рисунок 2.1 - Схема простой ГТУ

Рисунок 2.2 - Цикл простой ГТУ

Расчет тепловой схемы ГТУ производился в следующем порядке.

1. Определяем параметры процесса сжатия воздуха в компрессоре и . По первому приближению принимаем .

Тогда средняя теплоемкость воздуха, кДж/кг:

,(25)

где- газовая постоянная кДж/(кг∙К), воздуха, ;

Температура воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре, K:

,(26)

Пользуясь таблицей [19], находим энтальпии, кДж/кг:

,(27)

(28)

Находим среднюю теплоемкость, кДж/кг, воздуха в процессе сжатия:

,(29)

после чего уточняем :

,(30)

а также температуру воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре по формуле (2.2) и энтальпию по формуле (2.3).

2. Определяем энтальпии воздуха и продуктов сгорания, кДж/кг перед газовой турбиной по таблице [19]:

,(31)

,(32)

Коэффициент избытка воздуха в газах после камеры сгорания:

,(33)

3. Находим энтальпию газа, кДж/кг, перед турбиной:

,(34)

4. Определяем параметры процесса расширения газа в турбине, предварительно задавшись в первом приближении величиной .

Температура газа за турбиной, К:

,(35)

где- действительная степень сжатия в компрессоре, с учётом потерь давления, ;

Определяем энтальпию воздуха и продуктов сгорания, кДж/кг, за турбиной:

,(36)

(37)

Рассчитываем энтальпию газов за турбиной , кДж/кг, по формуле (33).

Средняя теплоемкость газа в процессе расширения, кДж/(кг·К):

(38)

Соотношение массового количества воздуха и продуктов сгорания:

,(39)

где - молекулярная масса продуктов сгорания, кг/кмоль, для продуктов сгорания стандартного углеводорода ;

- молекулярная масса воздуха, кг/кмоль, ;

Объемная доля воздуха в продуктах сгорания:

(40)

Молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль:

(41)

Газовая постоянная для газовой смеси, кДж/кг:

(42)

Уточняем значение ;

,(43)

а также температуру газов за турбиной по формуле (2.10) и энтальпию воздуха, продуктов сгорания и газовой смеси соответственно по формулам (35, 36, 33).

5. Работа расширения 1 кг газа в турбине:

(44)

6. Работа затраченная на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:

(45)

7. Работа турбины на валу агрегата, кДж/кг:

,(46)

где - коэффициент, учитывающий изменение расхода воздуха и газов вследствие утечек,

(47)

8. Коэффициент полезной работы:

(48)

9. Относительный расход воздуха на охлаждение, кг/кг:

(49)

10. Температура газов после первой ступени, К:

(50)

11. Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины:

,(51)

где - коэффициент снижения работы турбины за счет сжатия воздуха, подаваемого га охлаждение;

- коэффициент потери удельной работы турбины вследствие снижения эффективности охлаждаемых ступеней по сравнению с неохлаждаемыми;

- коэффициент увеличения работы турбины за счет работы охлаждающего воздуха, сбрасываемого в проточную часть;

По экспериментальным данным [19] получена зависимость коэффициента снижения работы охлаждаемой турбины:

,(52)

где - опытный коэффициент, зависящий отконструктивных особенностей охлаждаемых элементов ступени, принимаем ;

12. Удельная работа ГТУ с охлаждением, кДж/кг:

(53)

13. Расход газа на турбину, кг/с:

,(54)

где - механический КПД ГТУ:

(55)

14. Расход газообразного топлива на ГТУ, кг/с:

(56)

15. Расход воздуха подаваемого в камеру сгорания, кг/с:

(57)

16. Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с:

(58)

17. Расход газов на выходе из турбины, кг/с:

(59)

18. Электрический КПД ГТУ:

,(60)

где - электрический КПД ГТУ без учета охлаждения:

(61)

Результаты расчета сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты расчета тепловой схемы ГТУ

Наименование величины	Обозначение	Значение
Температура воздуха за компрессором, ˚С		389,52
Коэффициент избытка воздуха, доли		2,856
Температура газов за турбиной, ˚С		584,834
Работа расширения газа в турбине, кДж/кг		763,351
Работа сжатия воздуха в компрессоре, кДж/кг		385,014
Работа ГТУ на валу агрегата, кДж/кг		381,419
Коэффициент полезной работы, доли		0,504
Расход воздуха на охлаждение, кг/кг		0,135
Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины, доли		0,536
Работа охлаждаемой ГТУ, кДж/кг		357,291
Расход газов на турбину из уравнения мощности, кг/с		316,652
Расход топлива на ГТУ, кг/с		6,697
Расход воздуха на входе в камеру сгорания, кг/с		309,431
Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с		353,789
Расход газов на выходе из турбины, кг/с		359,463
Мощность ГТУ, кВт		113137,21
Электрический КПД ГТУ без охлаждения, %		37,074
Электрический КПД ГТУ с охлаждением, %		34,385

2.3 Расчет тепловой схемы ПГУ с НПГ

Предварительные расчёты

Коэффициент избытка воздуха в сбросных газах газовой турбины:

,(62)

где - относительный расход утечки, ;

- расход сухого воздуха на входе в камеру сгорания с учётом охлаждения газовой турбины, кг/с;

- теоретически необходимое количество воздуха для горения газового топлива, кг/кг;

- расход топлива на газовую турбину, кг/с;

Расход воздуха на охлаждение газовой турбины, кг/с:

,(63)

где - расход газов на выходе из газовой турбины с учётом охлаждения, кг/с;

- расход газов на выходе из газовой турбины без учёта охлаждения, кг/с;

Температура смеси выхлопных газов и охлаждающего воздуха за газовой турбиной, °С:

,(64)

где - температура газов за газовой турбиной, определённая в тепловом расчёте ГТУ по формуле (35), °С;

- температура воздуха за компрессором, определённая в тепловом расчёте ГТУ по формуле (26), °С;

Объёмное содержание кислорода в окислителе после газовой турбины:

,(65)

где - удельный объём воздуха, определяемый при температуре смеси выхлопных газов и охлаждающего воздуха за газовой турбиной, определяемый по следующей зависимости по таблице [19], м³/кг;

,(66)

;

Расход окислителя, идущего в топку каждого НПГ от газовой турбины, кг/с:

,(67)

Расход добавочного воздуха, кг/с:

,(68)

где - теоретически необходимое для горения газового топлива содержание кислорода в окислителе после добавки воздуха от вентилятора в топку НПГ, %;

Суммарный расход окислителя, идущего на горение в топку каждого НПГ, кг/с:

,(69)

Относительная добавка воздуха:

,(70)

КПД паротурбинной установки:

,(71)

где - термический КПД паротурбинной установки, ;

- внутренний относительный КПД паровой турбины, ;

- механический КПД, ;

- КПД генератора;

- КПД низконапорного парогенератора, ;

- КПД транспорта, ;

Начальные параметры перегретого пара по [7]:

бар;

°С.

Определяем энтальпию перегретого пара по [7], кДж/кг:

Энтропия пара при идеальном процессе расширения по справочнику [7], кДж/(кг∙°С):

Давление пара в конденсаторе паровой турбины по[7] , бар:

Энтальпия пара в конденсаторе при идеальном процессе расширения по [7], кДж/кг:

Теплоперепад идеального процесса расширения пара в паровой турбине, кДж/кг:

,(72)

Расход перегретого пара на паровую турбину, кг/с:

,(73)

где - электрическая мощность паровой турбины, кВт;

- коэффициент регенерации, который принимается равным , так как паровая регенерация полностью отсутствует;

Энтальпия питательной воды на входе в водяной экономайзер, кДж/кг:

,(74)

где - заданная температура питательной воды, °С;

- теплоёмкость воды кДж/(кг ∙ °С);

Расход продувочной воды, кг/с:

,(75)

Давление в барабане, бар:

,(76)

Энтальпия продувочной воды по справочнику [7], кДж/кг:

,(77)

Расход пара на эжектора, кг/с:

,(78)

Расход пара на уплотнения, кг/с:

,(79)

Расход пара на утечки, кг/с:

,(80)

Расход пара на собственные нужды, кг/с:

,(81)

Расход острого пара, идущего с НПГ, кг/с:

,(82)

Теплота, использованная в НПГ, кВт:

,(83)

Поскольку низконапорный парогенератор − это обычный барабанный котёл, необходимо произвести расчёт расширителя непрерывной продувки (РНП). Расчётная схема расширителя непрерывной продувки представлена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3 - Схема расширителя непрерывной продувки

Энтальпия продувочной воды за РНП по [7], кДж/кг:

,(84)

Энтальпия выпара из РНП по [7], кДж/кг:

,(85)

Расход выпара, полученный из теплового баланса РНП, кг/с:

,(86)

Расход продувочной воды, сбрасываемой в подогреватель хим. очищенной воды и далее в техническую канализацию, кг/с:

,(87)

Расход химически очищенной воды определится так, кг/с:

,(88)

Температура химически очищенной воды на входе в деаэратор, °С:

,(89)

где - температура химически очищенной воды на входе в подогреватель химически очищенной воды, °С;

- температура продувочной воды за РНП, °С;

- температура продувочной воды, сливаемой в техническую канализацию после подогревателя химически очищенной воды, °С;

Энтальпия сухого воздуха при температуре за газовой турбиной по табдице [19], кДж/кг:

,(90)

Энтальпия продуктов сгорания при температуре за газовой турбиной по таблице [19], кДж/кг:

,(91)

Энтальпия газов ГТА при температуре за экономайзером, определяемая по таблице [19], кДж/кг:

,(92)

где°С - заданная температура газов за экономайзером НПГ;

Теплота, внесённая в НПГ с топливом, кДж/кг:

,(93)

где - теплоёмкость топлива НПГ, определённая по таблице [19], кДж/(кг∙ °С);

- температура топлива НПГ, °С;

Энтальпия сухого воздуха при температуре за экономайзером, определённая по таблице [19], кДж/кг:

,(94)

Энтальпия газов НПГ при температуре за экономайзером по таблице [19], кДж/кг:

,(95)

Энтальпия добавочного воздуха после воздухоподогревателя добавочного воздуха, определяемая по таблице [19], кДж/кг:

,(96)

где°С - заданная температура добавочного воздуха за вентилятором НПГ;

Энтальпия добавочного воздуха перед воздухоподогревателем добавочного воздуха, определяемая по таблице [19], кДж/кг:

,(97)

где°С - заданная температура добавочного воздуха перед воздухоподогревателем НПГ;

Расход натурального топлива на НПГ предварительный, т/ч:

,(98)

гдекДж/кг - теплота сгорания натурального топлива (газа);

,(99)

где - КПД камеры сгорания;

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах после экономайзера НПГ с учётом добавочного воздуха:

,(100)

Уточнённый расход топлива в топку НПГ, т/ч:

где - теплоёмкость добавочного воздуха за дутьевым вентилятором, кДж/(кг ∙ °С);

Расчёт температуры газов за теплообменниками, расположенными в конвективной шахте НПГ

В проектируемом блоке паровая регенерация полностью заменяется газовой. Газоводяные подогреватели высокого и низкого давления (ГВПВД и ГВПНД) размещаются в конвективной шахте НПГ. В рассечку размещается воздухоподогреватель добавочного воздуха. Задаёмся температурой уходящих газов за НПГ 80°С и определяем температуры за подогревателями, расположенными в конвективной шахте НПГ. Расчётная схема конвективной шахты НПГ, включающей в себя систему газовой регенерации, изображена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема конвективной шахты НПГ, включающей в себя систему газовой регенерации

Тепловой расчёт газоводяного подогревателя высокого давления

Тепловой баланс газоводяного подогревателя высокого давления (ГВПВД) составим для греющей (газовой) среды и нагреваемой (водяной) среды отдельно. В результате определяется температура газов за ГВПВД. Расчётная схема газоводяного подогревателя высокого давления изображён на рисунке 2.5.

Рисунок 2.5 - Расчётная схема ГВПВД

Изначально температуру газов за ГВПВД необходимо задать, °С:

,(102)

где - температурный напор ГВПВД, который принимается равным 110,401°С;

Теплота, отданная греющими газами к нагреваемой среде в ГВПВД, кВт:

,(103)

где - энтальпия газов ГТА, определённая по таблице [19] при температуре за ГВПВД по следующей зависимости, кДж/кг;

,(104)

- энтальпия воздуха, определённая по таблице [19] при температуре за ГВПВД по следующей зависимости, кДж/кг;

,(105)

- КПД ГВПВД, ;

Теплота, воспринятая в ГВПВД нагреваемой средой, кВт:

,(106)

где - расход питательной воды, нагреваемой в ГВПВД, который определяется по следующей формуле, кг/с:

,(107)

- энтальпия питательной воды на входе в ГВПВД, определяемая с учётом нагрева её в питательном насосе, кДж/кг:

,(108)

где - энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора, кДж/кг, которая определяется по следующей зависимости по справочнику [7]:

,(109)

где - задаваемое давление в деаэраторе, бар;

- повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе, кДж/кг;

, (110)

где - перепад давления питательной воды в питательном насосе, бар; м³/кг - удельный объем питательной воды; - КПД насоса;

Итак, теплота, воспринятая в ГВПВД нагреваемой средой равна, кВт:

Так как тепло, отданное в ГВПВД греющими газами, должно равняться теплу, воспринятому в ГВПВД нагреваемой питательной водой, то для того, чтобы правильно определить температуру за ГВПВД, необходимо определить погрешность расчёта, %:

.(111)

Погрешность не должна превышать 0,5 %, в противном случае необходимо перезадаваться температурой газов за ГВПВД, перезадав соответствующим образом температурный напор ГВПВД, и далее повторять расчёт до тех пор, пока не будет получена заданная погрешность.

Итак, погрешность расчёта ГВПВД составляет, %:

Так как погрешность расчёта не превышает 0,5%, расчёт можно считать оконченным. Тепловой расчёт воздухоподогревателя

Далее аналогичным образом произведём расчёт воздухоподогревателя (ВЗП) и определим температуру газов за ним. Отличие расчёта ВЗП от расчёта ГВПВД заключается в том, что нагреваемой средой здесь является воздух, подаваемый в НПГ. Расчётная схема ВЗП изображена на рисунке 2.6.

Рисунок 2.6 - Расчётная схема ВЗП

Так же, как и в расчёте ГВПВД, необходимо задать температуру газов за ВЗП, °С:

,(112)

где - температурный напор ГВПВД, который принимается равным 14,797°С;

Теплота, отданная греющими газами нагреваемой среде в ВЗП, кВт:

,(113)

где - энтальпия газов ГТА, определённая по таблице [19] при температуре за ВЗП по следующей зависимости, кДж/кг;

,(114)

- энтальпия воздуха, определённая по таблице [19] при температуре за ВЗП по следующей зависимости, кДж/кг;

,(115)

- КПД ВЗП, ;

Теплота, воспринятая в ВЗП нагреваемым воздухом, кВт:

,(116)

Так как тепло, отданное в ВЗП греющими газами, должно равняться теплу, воспринятому в ВЗП нагреваемым воздухом, то для того, чтобы правильно определить температуру за ВЗП, необходимо определить погрешность расчёта, %:

.(117)

Погрешность не должна превышать 0,5 %, в противном случае необходимо перезадаваться температурой газов за ВЗП, перезадав соответствующим образом температурный напор ВЗП, и далее повторять расчёт до тех пор, пока не будет получена заданная погрешность.

Итак, погрешность расчёта ВЗП составляет, %:

Так как погрешность расчёта ВЗП не превышает 0,5%, расчёт можно считать оконченным.

Тепловой расчёт деаэратора

Следующим по ходу газов в конвективном газоходе является газоводяной подогреватель низкого давления (ГВПНД). Но для того, чтобы приступить к его расчёту необходимо знать расход конденсата, который в свою очередь можно определить, рассчитав деаэратор. Произведём расчёт деаэратора. Схема включения деаэратора представлена на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7 - Схема включения деаэратора

Уравнение материального баланса для деаэратора:

,(118)

где - расход пара в деаэратор из отбора паровой турбины, кг/с;

- расход основного конденсата в деаэратор, кг/с.

Уравнение теплового баланса для деаэратора:

,(119)

где - энтальпия пара, подаваемого в деаэратор от паровой турбины, определяемая по следующей зависимости, кДж/кг:

,(120)

где - теоретическая энтальпия отборного пара, определяемая по справочнику [7] по следующей зависимости, кДж/кг:

,(121)

где - заданное давление пара в отборе паровой турбины на деаэратор, бар;

;

- энтальпия основного конденсата после ГВПНД, кДж/кг, определяемая по температуре основного конденсата за ГВПНД, которая в свою очередь задаётся равной 160°С:

,(122)

Объединяя полученные уравнения теплового и материального балансов для деаэратора в систему, и подставляя известные нам величины, получаем:

Решая эту систему, находим:

;

Расчёт точки смешения

Для того, чтобы исключить коррозию пакета ГВПНД, необходимо поддерживать температуру основного конденсата на входе в него равной 60°С. Для обеспечения такой температуры основного конденсата на входе в ГВПНД необходимо произвести рециркуляцию части основного конденсата, отбираемого перед деаэратором, в точку смешения, расположенную на входе в ГВПНД. Следовательно, для расчёта ГВПНД теперь нужно определить расход основного конденсата за точкой смешения.

Расчётная схема точки смешения и включения ГВПНД изображена на рисунке 2.8.

Рисунок 2.8 - Расчетная схема точки смешения и включения ГВПНД

Уравнение материального баланса для точки смешения:

,(123)

где - расход рециркуляции основного конденсата из точки смешения, кг/с;

- расход основного конденсата за точкой смешения (через ГВПНД), кг/с.

Уравнение теплового баланса для деаэратора:

,(124)

где - энтальпия основного конденсата после точки смешения, кДж/кг, определяемая по температуре основного конденсата за точкой смешения, которая в свою очередь задаётся равной 60°С:

,(125)

;

- энтальпия воды за конденсатором, определяемая по справочнику [7] по следующей зависимости, кДж/кг:

,(126)

Решая эту систему, находим:

;

Расчёт газоводяного подогревателя низкого давления

Изначально температуру уходящих газов за ГВПНД необходимо задать, °С:

,(127)

где - температурный напор ГВПНД, который принимается равным 146°С;

Теплота, отданная греющими газами к нагреваемой среде в ГВПНД, кВт:

,(128)

где - энтальпия газов ГТА, определённая по таблице [19] при температуре уходящих газов за ГВПНД по следующей зависимости, кДж/кг;

,(129)

- энтальпия воздуха, определённая по таблице [19] при температуре уходящих газов за ГВПНД по следующей зависимости, кДж/кг;

,(130)

- КПД ГВПНД, ;

Теплота, воспринятая в ГВПНД нагреваемой средой, кВт:

,(131)

Так как тепло, отданное в ГВПНД греющими газами, должно равняться теплу, воспринятому в ГВПНД нагреваемым основным конденсатом, то для того, чтобы правильно определить температуру за ГВПНД, необходимо определить погрешность расчёта, %:

.(132)

Погрешность не должна превышать 0,5 %, а температура уходящих газов не должна быть меньше 80°С, в противном случае необходимо перезадаваться температурой газов за ВЭК и повторять расчёт всех поверхностей нагрева, расположенных в конвективной шахте, до тех пор, пока не будут получены заданные температура уходящих газов и погрешность расчёта.

Итак, погрешность расчёта ГВПНД составляет, %:

Так как погрешность расчёта не превышает 0,5% и температура уходящих газов , полученная при расчёте, равна 80,802°С, следовательно расчёт можно считать оконченным, в следствие того, что условия его окончания выполнены.

Проверка по балансу мощности паровой турбины

Электрическая мощность паровой турбины, кВт:

,(133)

где - электромеханический КПД, ;

Погрешность расчёта не должна превышать 0,5 %:

,(134)

Так как погрешность не превышает 0,5%, расчёт можно считать оконченным.

Уточним значение коэффициента регенерации:

,(135)

Расчёт технико-экономических показателей

Мощность механизмов собственных нужд паровых турбин, кВт:

,(136)

где - величина собственных нужд паровой турбины, %;

- количество паровых турбин, в моём случае .

Мощность механизмов собственных нужд газовой турбины, кВт:

,(137)

где - величина собственных нужд газовой турбины, %;

Мощность механизмов собственных нужд ПГУ, кВт:

,(138)

Мощность ПГУ брутто, кВт:

,(139)

Мощность ПГУ нетто, кВт:

,(140)

КПД ПГУ брутто, %:

,(141)

где - количество НПГ в блоке ПГУ, .

КПД ПГУ нетто, %:

,(142)

По данному алгоритму составлена программа расчёта тепловой схемы ПГУ с НПГ на алгоритмическом языке С ++ , приведённая в приложении А.

2.4 Расчёт проточной части газовой турбины

Предварительные расчёты

Газовая турбина проектируется по закону постоянства корневого диаметра. По прототипу принимаем:

-корневой диаметр газовой турбины м;

число ступеней газовой турбины шт;

высота рабочих лопаток первой ступени м;

высота рабочих лопаток последней ступени м;

степень реактивности первой ступени ;

степень реактивности последней ступени ;

эффективный угол выхода потока из сопловой решетки первой ступени º;

-эффективный угол выхода потока из сопловой решетки последней ступени º;

-частота вращения ротора n=62 об/с;

отношение скоростей на уровне 0,51÷0,57;

расход газа на турбину, кг/с, ;

давление газа перед турбиной, МПа, ;

температура газа перед турбиной, ˚С, ;

располагаемый теплоперепад газовой турбины, кДж/кг, ;

Средние диаметры первой и последней ступеней, м:

,(143)

;

Принимаем линейный закон изменения среднего диаметра в газовой турбине и определяем средние диаметры промежуточных ступеней, м:

Определяем высоту рабочих лопаток второй и третьей ступеней газовой турбины, м:

,(144)

Высота сопловых лопаток определяется по формуле, м:

,(145)

гдеΔ - перекрыша, Δ=0,01м;

Принимая, что степень реактивности изменяется линейно, определим степень реактивности во второй и третьей ступенях:

Теплоперепады ступеней определяется по формуле, кДж/кг:

,(146)

Детальный расчет первой ступени

Располагаемый теплоперепад ступени от параметров торможения, кДж/кг:

(147)

гдеc₀ - коэффициент использования абсолютной скорости потока в данной ступени (для первой ступени c₀ =0 );

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

(148)

Располагаемые теплоперепады в сопловой и рабочей решётках, кДж/кг:

(149)

(150)

Теоретические температуры газа за решётками, °К:

(151)

(152)

Давление газа за решётками, МПа:

(153)

гдеm - показатель степени адиабаты в газовой турбине, m=0,232;

(154)

Теоретические объемы газа за решётками, м³/кг:

(155)

(156)

Теоретическая абсолютная скорость выхода из сопловой решётки, м/с:

(157)

Скорость звука в потоке газа за сопловой решёткой, м/с:

(158)

гдеk = 1,4 - показатель изоэнтропы для газа;

Число Маха сопловой решётки:

(159)

Выходная площадь сопловой решётки, м²:

(160)

гдеμ₁ - коэффициент расхода сопловой решётки, μ₁ =0,98132;

Высота рабочей лопатки, м:

(161)

Высота сопловой лопатки, м:

(162)

Эффективный угол сопловой решетки, град;

(163)

Выбираем профиль сопловой решётки по значениям числа М₁_t, углов и , следуя рекомендациям [19], С-90-15А.

По рекомендациям [19] выбираем хорду м. и относительный шаг м.

Шаг сопловых лопаток, м:

(164)

Так как М₁_t < 1, то отклонения в косом срезе не происходит и .

Число сопловых лопаток:

(165)

Абсолютная скорость выхода из сопловой решётки, м/с:

С₁ = С₁_t·j ,(166)

гдеφ - коэффициент скорости сопловой решётки, φ =0,9788;

С₁= 553,173·0,9788 =541,4285

Относительная скорость газа на входе в рабочую решётку, м/с:

(167)

Угол входа в рабочую решётку, град:

(168)

Потеря энергии в сопловой решётке, кДж/кг:

(169)

Теоретическая относительная скорость выхода из рабочей решётки, м/с:

(170)

Скорость звука в потоке газа за рабочей решёткой, м/с:

(171)

Число Маха рабочей решётки:

(172)

Выходная площадь рабочей решётки, м²:

(173)

гдеm₂- коэффициент расхода рабочей решётки, m₂=0,963;

Угол выхода из рабочей решётки, град:

(174)

Выбираем профиль рабочей решётки по значениям числа М₂_t, углов и , следуя рекомендациям [19], Р-35-25А.

По рекомендациям [19] выбираем хорду м и относительный шаг м.

Действительная скорость выхода из рабочей решётки, м/с:

,(175)

гдеy - коэффициент скорости рабочей решетки, y =0,9555;

= 0,9555·345,529 =330,1585

Абсолютная скорость выхода из ступени, м/с:

(176)

Угол выхода потока, град:

(177)

Шаг рабочих лопаток, м:

(178)

Число рабочих лопаток:

(179)

Потеря энергии в рабочей решётке, кДж/кг:

(180)

Потеря с выходной скоростью, кДж/кг:

(181)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

(182)

Относительный лопаточный КПД:

(183)

(184)

Коэффициент потерь от трения боковых поверхностей рабочего колеса в паровой среде:

(185)

гдеK_тр = 0,8·10 - коэффициент трения;

Потери от трения, кДж/кг:

(186)

Потери от протечек через диафрагменное уплотнение в первой ступени отсутствуют.

Коэффициент потерь от протечек через бандажное уплотнение поверх рабочих лопаток:

(187)

гдеd_r =0,0005м - радиальный зазор;

d_a = 0,005м - осевой зазор;

z - число гребней бандажного уплотнения;

(188)

Суммарная потеря от утечек, кДж/кг:

(189)

Dh_ут = ,(190)

Dh_ут = 6,787·10^-4·180 = 0,1222

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

(191)

Внутренний относительный КПД:

(192)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

(193)

Расчет последующих ступеней производится аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Детальный расчет последующих ступеней

Наименование величин	Формулы расчета	Ступени
		II	Ш	IV
Теплоперепад ступени,кДж/кг		200,585	223,792	258,566
Средний диаметр ступени, м	d_ср	1,7	1,9	2,0
Окружная скорость, м/с		331,124	370,08	389,558
Располагаемый теплоперепад в сопловой решетке, кДж/кг		138,7	135,45	150,9
Располагаемый теплоперепад в рабочей решетке, кДж/кг		51,3	79,55	100,6
Степень реактивности		0,27	0,37	0,4
Температура за сопловой решеткой, °К		1232,37	1086,1	902,36
Температура за рабочей решеткой, °К		1191	1021,95	821,23
Давление за сопловой решеткой, МПа		0,668	0,392	0,179
Давление за рабочей решеткой, МПа		0,577	0,301	0,119
Теоретический удельный объем за сопловой решеткой, м³/кг		0,53	0,796	1,443
Удельный объем за рабочей решеткой, м³/кг		0,594	0,972	1,966
Теоретическая абсолютная скорость выхода из сопловой решётки, м/с		526,688	520,481	549,363
Теоретическая абсолютная скорость выхода из сопловой решётки, м/с		526,688	520,481	549,363
Скорость звука в потоке пара за сопловой решёткой, м/с		704,028	660,942	601,345
Число Маха сопловой решётки		0,748	0,788	0,914
Выходная площадь сопловой решётки, м²		0,37314	0,56677	0,97331
Высота рабочих лопаток, м		0,3	0,5	0,6
Высота сопловых лопаток, м		0,29	0,49	0,59
Эффективный угол выхода из сопловой решетки, град		13,94	11,173	15,22
Профиль сопловых лопаток		С-90-15А	С-90-12А	С-90-15Б
Хорда профиля, м	b₁	0,026	0,026	0,026
Относительный шаг сопловой решетки, м		0,72	0,72	0,72
Коэффициент скорости сопловой решетки	j	0,9792	0,9795	0,9796
Шаг сопловых лопаток, м		0,019	0,019	0,019
Действительная абсолютная скорость выхода из сопел, м/с	С₁ = С₁_t·j	515,729	509,822	538,158
Число сопловых лопаток, шт		280	314	330
Относительная скорость пара на входе в рабочую решётку, м/с		210,09	163,34	191,804
Угол входа в рабочую решётку, град		36,255	37,215	47,442
Потеря энергии в сопловой решётке, кДж/кг		5,712	5,491	6,093
Теоретическая относительная скорость выхода из рабочей решётки, м/с		383,064	431,022	487,841
Скорость звука рабочей решётки, м/с		692,7	640,001	572,307
Число Маха рабочей решётки		0,5544	0,675	0,8552
Коэффициент расхода рабочей решетки	µ₂	0,96365	0,96419	0,96433
Выходная площадь рабочей решетки, м²		0,57843	0,84071	1,50198
Угол выхода из рабочей решётки, град		21,16	16,36	23,48
Профиль рабочих лопаток		Р-30-21А	Р-30-21А	Р-35-25А
Хорда профиля, м	b₂	0,027	0,027	0,027
Относительный шаг рабочей решетки, м		0,6	0,6	0,6
Коэффициент скорости рабочей решетки	y	0,95601	0,95641	0,95651
Действительная скорость выхода из рабочей решётки, м/с		366,213	412,232	466,622
Абсолютная скорость выхода из ступени, м/с		132,608	118,876	189,821
Угол выхода потока из ступени, град		85,504	77,633	78,316
Шаг рабочих лопаток, м		0,0162	0,0162	0,0162
Число рабочих лопаток, шт.		330	368	388
Потеря энергии в рабочей решетке первого венца, кДж/кг		6,313	7,922	10,126
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг		8,792	7,066	18,016
Располагаемая энергия ступени, кДж/кг		181,208	207,934	233,484
Относительный лопаточный КПД		0,9334	0,934	0,9276
Относительный лопаточный КПД		0,9333	0,934	0,9276
Коэффициент потерь от трения боковых поверхностей рабочего колеса в паровой среде		0,00096	0,00092	0,00054
Потери от трения, кДж/кг		0,174	0,191	0,127
Коэффициент потерь от протечек через диафрагменное уплотнение		0,00045	0,0085	0,00063
Коэффициент потерь от протечек через бандажное уплотнение поверх рабочих лопаток	δ_экв	0,000057	0,000057	0,000057
Коэффициент потерь от протечек через бандажное уплотнение поверх рабочих лопаток		0,00066	0,00063	0,00041
Коэффициент потерь от протечек через бандажное уплотнение поверх рабочих лопаток		0,00111	0,00148	0,00104
Суммарная потеря энергии от утечек, кДж/кг	Dh_ут =	0,201	0,308	0,243
Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг		168,809	194,022	216,895
Внутренний относительный КПД		0,9284	0,9295	0,9247
Внутренняя мощность ступени, кВт		63409,4	71836,7	83596,7

2.5 Расчёт проточной части паровой турбины

Процесс расширения пара в проектируемой паровой турбине построен по найденным ранее параметрам пара и изображён на рисунке 2.9.

Рисунок 2.9 - Процесс расширения пара в турбине

Детальный расчёт регулирующей ступени цилиндра высокого давления

Для проектируемой паровой турбины выбираем одновенечную регулирующую ступень.

Задаёмся суммарной степенью реактивности для выбранной одновенечной регулирующей ступени:

Задаёмся таплоперепадом регулирующей ступени, кДж/кг:

,(194)

;

,(195)

;

Параметры пара за решётками:

МПа,,

МПа,.

Теоретическая абсолютная скорость выхода из сопловой решётки, м/с:

,(196)

Скорость звука в потоке пара за сопловой решёткой, м/с:

,(197)

где− показатель изоэнтропы для перегретого пара;

Число Маха сопловой решётки:

,(198)

Профиль сопловой решётки: С-90-15А.

Относительный шаг: .

Хорда лопаток сопловой решётки: .

Коэффициент расхода сопловой решётки: .

Коэффициент скорости сопловой решётки: .

Выходная площадь сопловой решётки,:

,(199)

В регулирующих ступенях применяется парциальный подвод пара:

,(200)

Оптимальная степень парциальности:

Высота лопаток, м:

,(201)

Отношение: .

Действительная абсолютная скорость выхода из сопел, м/с:

,(202)

Шаг сопловых лопаток, м:

,(203)

Число сопловых лопаток:

,(204)

Уточнение шага сопловых лопаток, м:

,(205)

Потеря энергии в сопловой решётке, кДж/кг:

,(206)

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

,(207)

Относительная скорость пара на входе в рабочую решётку, м/с:

,(208)

Угол входа в рабочую решётку, град:

,(209)

Теоретическая относительная скорость выхода из рабочей решетки, м/с:

,(210)

Скорость звука и число Маха рабочей решетки:

,(211)

м/с,

,(212)

Высота рабочих лопаток, м:

,(213)

м.

Профиль рабочей решётки: Р-30-21А.

Относительный шаг: .

Хорда лопаток рабочей решётки: .

Отношение: .

Коэффициент расхода рабочей решётки: .

Коэффициент скорости рабочей решётки: .

Выходная площадь рабочей решётки,:

,(214)

Угол выхода относительной скорости из рабочей решетки, град:

,(215)

Действительная скорость выхода из рабочей решетки, м/с:

,(216)

Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с:

,(217)

Угол выхода из рабочей решетки в абсолютном движении, град:

,(218)

Шаг рабочей решетки, м:

,(219)

Число рабочих лопаток первого венца:

,(220)

Уточнение шага рабочих лопаток первого венца, м:

,(221)

Потеря энергии в рабочей решетке, кДж/кг:

,(222)

Потеря с выходной скоростью, кДж/кг:

,(223)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

,(224)

Относительный лопаточный КПД ступени:

(225)

где - коэффициент использования энергии выходной скорости в следующей ступени, для регулирующей ступени ;

Коэффициент потерь от трения боковых поверхностей рабочего колеса в паровой среде:

,(226)

где.

Потери от трения, кДж/кг:

,(227)

В регулирующей ступени диафрагма отсутствует, поэтому потеря от протечек через диафрагменное уплотнение не учитывается.

Коэффициент потерь от протечек через бандажные уплотнения поверх рабочих лопаток:

,(228)

гдем - периферийный диаметр ступени;

,(229)

гдем - осевой зазор;

м - радиальный зазор;

− число гребней банднжного уплотнения.

м,

Потеря от протечек, кДж/кг:

,(230)

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

,(231)

Внутренний относительный КПД:

,(232)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

,(233)

Процесс расширения пара в одновенечной регулирующей ступени изображён на рисунке 2.10.

Рисунок 2.10 - Процесс расширения пара в регулирующей ступени

Детальный расчёт нерегулируемых ступеней цилиндра высокого давления

Проектирование остальных ступеней цилиндра высокого давления (ЦВД) паровой турбины производится по закону постоянства корневого диаметра с постоянной степенью реактивности, эффективным углом выхода потока из сопловой решётки и отношением скоростей в прикорневом сечении. Это позволяет унифицировать профили сопловых и рабочих лопаток большей части ступеней ЦВД. Одновременно получаем одинаковые теплоперепады во всех ступенях ЦВД. Методика расчёта нерегулируемых ступеней ЦВД повторяет методику расчёта регулирующей ступени.

Исходные данные к расчету нерегулируемых ступеней ЦВД:

- расход пара в ЦВД, кг/с, ;

- начальное давление пара перед ЦВД, МПа, ;

начальная энтальпия пара перед ЦВД, кДж/кг, ;

корневой диаметр, м, ;

число оборотов, с^-1, ;

эффективный угол выхода из сопловой решетки, º;

площадь зазора диафрагменного уплотнения, м², ;

располагаемый теплоперепад ЦВД, кДж/кг, ;

число нерегулируемых ступеней в ЦВД, ;

Результаты расчёта сведены в таблицу 2.3 и таблицу 2.4.

Таблица 2.3 - Детальный расчёт 1 - 7 нерегулируемых ступеней ЦВД

Наименование величины	Обозначение	Ступени
		1	2	3	4	5	6	7
Отношение скоростей		0,4767
Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг		57,7051
Средний диаметр ступени, м		1,055	1,058	1,063	1,068	1,074	1,081	1,091
Корневой диаметр ступени, м		1,031
Степень реактивности		0,084	0,09	0,096	0,103	0,112	0,123	0,137
Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг		52,833	52,528	52,171	51,739	51,217	50,585	49,819
Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг		4,8721	5,177	5,534	5,966	6,488	7,12	7,886
Окружная скорость, м/с		165,533	166,065	166,774	167,544	168,489	169,652	171,172
Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с		325,063	324,124	323,020	321,679	320,053	318,074	315,656
Выходная площадь сопловых лопаток, м²		0,01468	0,01707	0,01991	0,02341	0,02775	0,03316	0,03996
Высота сопловых лопаток, м		0,021	0,025	0,029	0,034	0,040	0,047	0,056
Скорость выхода пара из сопловых решеток		312,399	312,338	312,011	311,376	310,385	308,976	307,071
Угол выхода пара из сопловых решеток, град		12
Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с		154,583	154,040	153,151	151,835	150,017	147,599	144,456
Угол входа потока в рабочую решетку		24,85	24,93	25,06	25,24	25,48	25,8	26,23
Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с		183,412	184,614	185,805	187,047	188,366	189,802	191,412
Выходная площадь рабочих лопаток, м²		0,02838	0,03277	0,03805	0,04454	0,05253	0,06244	0,0749
Высота рабочих лопаток, м		0,024	0,027	0,032	0,037	0,043	0,050	0,060
Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с		173,412	174,812	176,207	177,601	179,052	180,599	182,301
Угол выхода потока из рабочей решетки		21,05	21,23	21,05	21,25	21,42	21,55	21,47
Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с		62,407	63,364	63,337	64,411	65,423	66,37	66,76
Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток, град		93,4	92,81	92,11	91,8	91,58	91,45	91,31
Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки		0,507	0,515	0,522	0,530	0,539	0,548
Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки		0,286	0,293	0,301	0,309	0,318	0,327	0,338
Профиль сопловых лопаток		С-90-12А
Профиль рабочих лопаток		Р-30-21А
Потери в сопловой решетке, кДж/кг		4,036	3,751	3,496	3,261	3,047	2,852	2,673
Потери в рабочей решетке, кДж/кг		1,784	1,761	1,737	1,722	1,711	1,705	1,703
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг		1,947	2,008	2,006	2,074	2,14	2,203	2,228
Внутренний относительный КПД ступени		0,854	0,864	0,874	0,882	0,889	0,896	0,902
Внутренняя мощность ступени, кВт		6082,29	6154,23	6220,86	6279,23	6331,96	6379,25	6423,07

Таблица 2.4 - Детальный расчёт 8 - 13 нерегулируемых ступеней ЦВД

Наименование величины	Обозначение	Ступени
		8	9	10	11	12	13
Отношение скоростей		0,4767
Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг		57,7051
Средний диаметр ступени, м		1,102	1,118	1,138	1,165	1,203	1,258
Корневой диаметр ступени, м		1,031
Степень реактивности		0,153	0,173	0,199	0,23	0,273	0,328
Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг		48,87	47,701	46,25	44,441	41,97	38,786
Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг		8,835	10,004	11,455	13,264	15,735	18,919
Окружная скорость, м/с		173,007	175,425	178,609	182,755	188,789	197,518
Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с		312,635	308,871	304,139	298,131	289,723	278,519
Выходная площадь сопловых лопаток, м²		0,04877	0,06026	0,07557	0,09648	0,12882	0,17831
Высота сопловых лопаток, м		0,068	0,083	0,102	0,128	0,165	0,218
Скорость выхода пара из сопловых решеток, м/с		304,519	301,183	296,85	291,222	283,218	272,432
Угол выхода пара из сопловых решеток, град		12
Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с		140,343	135,044	128,215	119,382	106,868	90,215
Угол входа потока в рабочую решетку		26,82	27,63	28,77	30,48	33,44	38,89
Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с		193,302	195,566	198,365	201,941	207,102	214,421
Выходная площадь рабочих лопаток, м²		0,0909	0,11161	0,13894	0,17589	0,23379	0,31866
Высота рабочих лопаток, м		0,071	0,087	0,107	0,134	0,172	0,227
Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с		184,246	186,537	189,326	192,841	197,866	204,942
Угол выхода потока из рабочей решетки		21,57	21,49	21,29	21,13	21,11	20,77
Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с		67,767	68,395	68,789	69,572	71,388	72,91
Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток, град		91,41	91,55	91,84	92,37	93,37	94,64
Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки		0,5655	0,5745	0,5832	0,5914	0,632	0,6212
Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки		0,351	0,365	0,382	0,4033	0,454	0,4813
Профиль сопловых лопаток		С-90-12А
Профиль рабочих лопаток		Р-30-21А
Потери в сопловой решетке, кДж/кг		2,504	2,345	2,19	2,036	1,864	1,677
Потери в рабочей решетке, кДж/кг		1,71	1,725	1,752	1,796	1,87	1,988
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг		2,296	2,336	2,366	2,42	2,548	2,658
Внутренний относительный КПД ступени		0,908	0,9125	0,917	0,921	0,9242	0,927
Внутренняя мощность ступени, кВт		6460,91	6495,85	6527,8	6555,29	6579,25	6598,28

Детальный расчёт ступеней цилиндра низкого давления

Проектирование ступеней цилиндра низкого давления (ЦНД) паровой турбины производится по закону постоянства корневого диаметра. Поскольку в ЦНД очень сильно возрастают удельные объёмы пара по ступеням, а следовательно и их размеры, унифицировать ступени ЦНД не удаётся, и каждая ступень проектируется индивидуально.

По прототипу принимаем:

-схема ЦНД - двухпоточная;

корневой диаметр ЦНД м;

число ступеней в одном потоке ЦНД шт;

высота рабочих лопаток первой ступени м;

высота рабочих лопаток последней ступени м;

степень реактивности первой ступени ;

степень реактивности последней ступени ;

эффективный угол выхода потока из сопловой решетки первой ступени º;

-эффективный угол выхода потока из сопловой решетки последней ступени º;

-частота вращения ротора n=50 об/с;

отношение скоростей на уровне 0,55÷0,63;

расход пара в один поток ЦНД кг/с.

Средние диаметры первой и последней ступеней, м:

,(234)

;

Принимаем линейный закон изменения среднего диаметра в ЦНД и определяем средние диаметры промежуточных ступеней, м:

Определяем высоту рабочих лопаток второй, третьей и четвёртой ступеней ЦНД, м:

,(235)

Высота сопловых лопаток определяется по формуле, м:

,(236)

гдеΔ - перекрыша, Δ=0,005 ÷ 0,007м;

Принимая, что степень реактивности изменяется линейно, определим степень реактивности промежуточных ступеней ЦНД:

Теплоперепады ступеней определяется по формуле, кДж/кг:

,(237)

Располагаемый теплоперепад ступени от параметров торможения, кДж/кг:

(238)

гдеc₀ - коэффициент использования абсолютной скорости потока в данной ступени (для первой ступени c₀ =0 );

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

(239)

Располагаемые теплоперепады в сопловой и рабочей решётках, кДж/кг:

(240)

(241)

Параметры пара за решётками:

МПа,,

МПа,.

Теоретическая абсолютная скорость выхода из сопловой решётки, м/с:

(242)

Скорость звука в потоке газа за сопловой решёткой, м/с:

гдеk = 1,035 - показатель изоэнтропы для влажного пара;

Число Маха сопловой решётки:

(244)

Выходная площадь сопловой решётки, м²:

(245)

гдеμ₁ - коэффициент расхода сопловой решётки, μ₁ =1,0063;

Эффективный угол сопловой решетки, град;

(246)

Выбираем профиль сопловой решётки по значениям числа М₁_t, углов и , следуя рекомендациям [19], С-90-15А.

По рекомендациям [19] выбираем хорду м. и относительный шаг .

Шаг сопловых лопаток, м:

(247)

Если М₁_t < 1, то отклонения в косом срезе не происходит и .

Число сопловых лопаток:

(248)

Абсолютная скорость выхода из сопловой решётки, м/с:

С₁ = С₁_t·j ,(249)

гдеφ - коэффициент скорости сопловой решётки, φ =0,9701;

С₁= 332,208·0,9701 =322,261

Относительная скорость газа на входе в рабочую решётку, м/с:

(250)

Угол входа в рабочую решётку, град:

(251)

Потеря энергии в сопловой решётке, кДж/кг:

(252)

Теоретическая относительная скорость выхода из рабочей решётки, м/с:

(253)

Скорость звука в потоке газа за рабочей решёткой, м/с:

(254)

Число Маха рабочей решётки:

(255)

Выходная площадь рабочей решётки, м²:

(256)

гдеm₂- коэффициент расхода рабочей решётки, m₂=0,9919;

Угол выхода из рабочей решётки, град:

(257)

Выбираем профиль рабочей решётки по значениям числа М₂_t, углов и , следуя рекомендациям [19], Р-46-29А.

По рекомендациям [19] выбираем хорду м и относительный шаг м.

Действительная скорость выхода из рабочей решётки, м/с:

,(258)

гдеy - коэффициент скорости рабочей решетки, y =0,9515;

= 0,9515·281,246 =267,606

Абсолютная скорость выхода из ступени, м/с:

(259)

Угол выхода потока, град:

(260)

Шаг рабочих лопаток, м:

(261)

Число рабочих лопаток:

(262)

Потеря энергии в рабочей решётке, кДж/кг:

(263)

Потеря с выходной скоростью, кДж/кг:

(264)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

(265)

Относительный лопаточный КПД:

(267)

Коэффициент потерь от трения боковых поверхностей рабочего колеса в паровой среде:

(268)

гдеK_тр = 0,8·10 - коэффициент трения;

Потери от трения, кДж/кг:

(269)

Коэффициент потерь от протечек через диафрагменное уплотнение

,(270)

где - число гребней диафрагменного уплотнения, обычно ;

м² - площадьзазаора диафрагменного уплотнения;

Коэффициент потерь от протечек через бандажное уплотнение поверх рабочих лопаток:

(271)

гдеd_r =0,0005м - радиальный зазор;

d_a = 0,005м - осевой зазор;

z - число гребней бандажного уплотнения, z =2;

(272)

Суммарная потеря от утечек, кДж/кг:

(273)

Dh_ут = ,(274)

Dh_ут = 32,6316·10^-4·86,418 = 0,282

Коэффициент потерь от влажности:

(275)

где - степень влажности перед и за ступенью, ;

- степень сухости;

;

Потеря от влажности, кДж/кг:

(276)

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

(277)

Внутренний относительный КПД:

(278)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

(279)

Расчет последующих ступеней производится аналогично. Результаты расчета представлены в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Результаты детального расчёта последующих ступеней ЦНД

Наименование величины	Обозначение	Ступени
		2	3	4	5
Отношение скоростей		0,6122	0,6162	0,6015	0,5508
Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг		104,844	114,696	140,742	206,544
Средний диаметр ступени, м		1,75	1,84	1,99	2,2
Корневой диаметр ступени, м		1,6
Степень реактивности		0,43	0,47	0,49	0,523
Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг		57,457	58,301	68,871	93,874
Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг		43,344	51,700	66,170	102,926
Окружная скорость, м/с		274,889	289,027	312,589	345,575
Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с		338,988	341,469	371,136	433,298
Выходная площадь сопловых лопаток, м²		0,20093	0,34784	0,65539	1,54364
Высота сопловых лопаток, м		0,145	0,235	0,383	0,593
Скорость выхода пара из сопловых решеток, м/с		330	333,266	362,797	423,942
Угол направления скорости выхода пара из сопловых решеток		14,598	14,836	15,885	22,125
Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с		94,308	91,539	105,746	168,601
Угол входа потока в рабочую решетку		61,875	68,782	69,892	74,124
Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с		309,165	334,336	378,844	484,024
Выходная площадь рабочих лопаток, м²		0,27097	0,46115	0,92827	2,77411
Высота рабочих лопаток, м		0,15	0,24	0,39	0,6
Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с		294,737	319,193	362,019	462,767
Угол выхода потока из рабочей решетки		19,18	19,41	22,38	41,99
Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с		96,901	106,776	139,596	340,532
Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток		87,94	83,54	80,86	90,3
Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки		0,79833	0,83102	0,94021	1,15869
Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки		0,73966	0,82977	0,98503	1,34998
Профиль сопловых лопаток		С-90-15А	С-90-15А	С-90-15Б	С-90-22Б
Профиль рабочих лопаток		Р-60-33А	Р-60-38А	Р-90-25Б	Р-90-38Р
Потери в сопловой решетке, кДж/кг		3,007	2,767	3,06	4,01
Потери в рабочей решетке, кДж/кг		4,356	4,948	6,232	10,063
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг		4,695	5,701	9,744	57,981
Внутренний относительный КПД ступени		0,8	0,783	0,7754	0,7399
Внутренняя мощность ступени, кВт		5225,624	5264,303	6265,605	6780,414

2.6 Схема газового хозяйства

Тепловые электрические станции снабжаются газом от газораспределительных станций (ГРС) через газораспределительные пункты (ГРП). На ТЭС сооружается один ГРП. Производительность ГРП рассчитывается на максимальный расход газа всеми рабочими камерами сгорания. ГРП размещают в отдельных зданиях. К каждому ГРП газ подводится по одному газопроводу. Давление газа перед ГРП 8÷10 МПа, а после ГРП оно определяется потерями давления до камер сгорания и необходимым давлением перед горелками и составляет 1,6÷2 МПа.

В пределах ГРП и до камер сгорания прокладка газопроводов наземная. Подвод газа от ГРП к магистрали газотурбинного отделения и от нее к камерам сгорания выполняется однониточным.

Схема газового хозяйства представлена на рисунке 2.11.

В ГРП имеются рабочие нитки газопровода, нитки малого расхода, включаемые при малом потреблении газа, и резервная нитка с ручным управлением арматурой. На рабочих нитках и нитках малого расхода устанавливают автоматические регуляторы давления и защитные регуляторы "после себя".

При заполнении газом газопроводы должны продуваться им через сбросные свечи до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Эти требования обусловлены тем, что при объемной концентрации природного газа в воздухе 5÷15% образуется взрывоопасная смесь. Из сбросных свечей газ выпускается в места, откуда он не может попасть в здания, и где исключена возможность его воспламенения от какого-либо источника огня. На газопроводах устанавливается только стальная арматура. Схема газового хозяйства представлена на листе 7 графической части.

Рисунок 2.11 - Схема газового хозяйства проектируемого блока

2.7 Расчёт выбросов и выбор дымовой трубы

Выбор высоты и количества устанавливаемых труб для проектируемого блока производится таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха выбросами из труб не превышало предельно допустимых концентраций вредных примесей.

Так как проектируемый блок работает на газовом топливе, выбросы золы и оксидов серы практически отсутствуют в уходящих дымовых газах, покидающих НПГ. Следовательно, необходимо произвести расчёт выбросов оксидов азота, исходя из чего, определить высоту дымовой трубы.

Выбросы оксидов азота, г/с:

,(280)

гдеβ = 0,378 - коэффициент, учитывающий влияние на выход азота качества сжигаемого топлива; [23]

К - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота; [23]

,(281)

Минимально допустимая высота дымовых труб, м:

,(282)

где:A = 200 - коэффициент учитывающий условия вертикального и горизонтального рассеяния (конвективной диффузии) примеси в воздухе;

F = 1 - безразмерный коэффициент, учитывающий характер выбрасываемых загрязнений; [27]

m = 0,9 - коэффициент, учитывающий влияние скоростей выхода газов из устья трубы; [27]

N - число труб одинаковой высоты; [27]

= 80-15=65ºС - разность температур выходящих из трубы дымовых газов и окружающего воздуха; [27]

=0,5 - предельно допустимая концентрация вредных примесей; [27]

- суммарный объём дымовых газов, выбрасываемых из трубы, м³/с.

,(283)

где - расход уходящих дымовых газов, покидающих НПГ, кг/с;

кг/м³ - плотность уходящих дымовых газов;

,(284)

Эффективная высота выброса дымовых газов, м:

,(284)

где,d₀=6,0 м - диаметр устья трубы [27];

ω₀=35 м/с - скорость газов в устье трубы [27];

φ=1,585 - коэффициент, учитывающий возрастание скорости ветра с высотой трубы [27];

3. Безопасность проектируемого объекта

.1 Общая характеристика проектируемого объекта

Проектируемый объект - блок мощностью 400 МВт ПГУ-400. Установлены две паровых турбины К-150-130, газовая турбина ГТУ-110, три генератора, вспомогательное оборудование. Общая характеристика условий работы приведена в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Общая характеристика условий работы объекта.

Наименование помещения	Санитарный класс производства по СП 2.2.1-1312-03	Класс взрывоопасности ПУЭ	Класс помещения по опасности поражения электрическим током ПУЭ	Категория помещения по пожарной безопасности НПБ 105-2003
Турбинный цех	II	В-Iа	Повышенной опасности	А

.2 Объёмно-планировочное решение проектируемого объекта

Общий объём машинного зала 120000 м3, высота помещения 30 м, длинна 100 м, ширина 40 м. Машинный зал разделен по высоте на два помещения. В верхнем установлены турбины, в нижнем фундамент турбин, конденсатор, другое вспомогательное оборудование. Турбоустановки компонуются по "островному" принципу. Турбина и генератор установлены на отдельном фундаменте, не связанном с другими строительными конструкциями, во избежание передачи вибрации.

Между верхним и нижнем помещениями перекрытие не выполнено. Вокруг турбоагрегата устроены площадки для обслуживания, соединённые между собой переходами, идущими вдоль стен машинного зала. Всё оборудование размещено в соответствии с ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ "Оборудование. Общие требования безопасности":

общие требования безопасности по рабочим местам;

технологическое оборудование предусматривается со средством защиты;

защитные ограждения лестничных площадок по ГОСТу;

блокировка и сигнализация;

дистанционное управление;

оборудование, электродвигатели, сигнализация и другие устройства выбираются так, чтобы их установка исключала возможность взрыва и пожара.

.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей технологического процесса

При эксплуатации основного и вспомогательного оборудования, проведения ремонтных работ возможно возникновение следующих ситуаций:

поражение электрическим током;

захват спецодежды движущимися частями оборудования, ранение от

остроколющих рабочих инструментов;

тепловые ожоги.

Опасность поражения электрическим током

Машинный зал относится к классу повышенной опасности поражения электрическим током. Рабочее напряжение 0,4 и 6 кВ, напряжение освещения 220 В, для электросварочных работ используется напряжение 65 В, напряжение ручных ламп не более 12 В.

Для обеспечения электробезопасности предусматривается:

защитное заземление (применяют в электроустановках до 1 кВ и более переменного тока с изолированной нейтралью или изолированным выводом однофазного тока, а также в электроустановках постоянного тока с изолированной средней точкой при повышенных требованиях безопасности: сырые помещения, передвижные установки, торфяные разработки и т.д.);

зануление (применяют в электроустановках до 1 кВт с глухозаземлённой нейтралью или глухозазаемлённым выводом источника однофазного тока, а также глухозаземлённой средней точкой в трёхпроводных сетях постоянного тока);

автоматическое отключение повреждённых участков;

малое напряжение в особо опасных местах;

ограждение и изоляция токоведущих частей.

Меры безопасности выполняются в соответствии ГОСТ 12.1.019, ГОСТ 12.1.030 и ПУЭ, основные меры защиты от поражения электрическим током по ГОСТу 50571.8-94 (МЭК 364-4-47-81) "Требования по обеспечению безопасности. Общие требования по применению мер защиты для обеспечения безопасности. Требования по применению мер защиты от поражения электрическим током".

Тепловые выделения и опасность термического ожога

В турбинном цехе в результате технологического процесса имеет место тепловое излучение от стен основного, вспомогательного оборудования и трубопроводов.

Для снижения величины интенсивности теплового облучения рабочих в помещении турбинного цеха, в соответствии с ГОСТ 12.4.123-83 предусматриваются следующие меры безопасности:

наличие тепловой изоляции на трубопроводах и других горячих поверхностях с температурой наружной поверхности более 45°С;

специальная сигнальная окраска для предохранения работающих от ожогов о горячие элементы оборудования и трубопроводов;

ограждение мест, в районе которых наблюдается сильное выделение тепла;

использование средств индивидуальной защиты.

Таблица 3.2 - Допустимые величины интенсивности теплового облучения поверхности тела работающих от производственных источников, СанПиН 2.2.4.548-96.

Облучаемая поверхность тела, %	Интенсивность теплового облучения, Вт/м2, не более
50 и более	35
25-50	70
Не более 25	100

Электромагнитные поля, статическое электричество, ионизирующие излучения

К источникам электромагнитных излучений на производстве относятся:

естественные - электромагнитное поле Земли, магнитные бури, атмосферное электричество;

искусственные - линии электропередач, трансформаторы, антенны, устройства защиты и автоматики и др.

Перечисленные источники излучения обладают определенной массой и количеством движения, распространяются со скоростью света, заряжая частицы воздуха, при воздействии на человека оказывают отрицательное влияние в виде нагрева, поляризации, ионизации клеток человека.

Предельно допустимые уровни (ПДУ) магнитных полей регламентируют СанПиН 2.2.4.1191-03 "Электромагнитные поля промышленной частоты (50 Гц) в производственных условиях" в зависимости от времени пребывания персонала для условия общего и локального воздействия.

Предельно допустимые уровни (ПДУ) напряженности электрических полей регламентируют "СанПиН 2.2.4.1329-03 выполнения работ в условиях воздействия промышленной частоты электрических полей (50 Гц)" в зависимости от времени пребывания приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Предельно допустимые уровни воздействия магнитного поля частотой 50 Гц в зависимости от времени пребывания.

Время пребывания, час	Допустимые уровни МП, Н [А/м] / В [мкТл] при воздействии
	общем	локальном
<=1	1600/2000	6400/8000
2	800/1000	3200/4000
4	400/500	1600/2000
8	80/100	800/1000

Мероприятия по защите от воздействия электромагнитных полей:

уменьшение составляющих напряженностей электрического и магнитного полей в зоне индукции, в зоне излучения - уменьшение плотности потока энергии, если позволяет данный технологический процесс или оборудование;

защита временем (ограничение время пребывания в зоне источника электромагнитного поля);

защита расстоянием (60 - 80 мм от экрана);

метод экранирования рабочего места или источника излучения электромагнитного поля;

рациональная планировка рабочего места относительно истинного излучения электромагнитного поля;

применение средств предупредительной сигнализации;

применение средств индивидуальной защиты.

К природным источникам ионизирующих излучений относится космическое излучение, а также излучение от земли, почвы, горных пород, в том числе угля. Они оказывают на человека внешние и внутренние действия, заканчивающиеся изменением химического состава клетки, ее гибелью, образованием новообразований. При поражении крови возникает лейкоцитоз, при однократной эквивалентной дозе облучения в 80-120 бэр начинается лучевая болезнь, при 270-300 бэр летальный исход в 50% случаев.

Нормирование ионизирующих излучений производят в соответствии с санитарными правилами СП 2.6.1.758-99 (НРБ-99) дифференцированно для различных категорий облучаемых лиц:

категория А - лица, непосредственно, работающие с источником;

категория Б - лица, работающие периодически или находящиеся рядом;

категория В - все остальное население.

К средствам защиты относятся:

метод защиты количеством, т.е. по возможности снижение нормы дозы облучения;

защита временем, т.е. ограничение времени облучения;

экранирование (свинец, бетон);

защита расстоянием;

.4 Производственная санитария

Микроклимат производственных помещений

Показатели микроклимата должны обеспечивать сохранение теплового баланса человека с окружающей средой и поддержание оптимального или допустимого теплового состояния организма.

Показателями, характеризующими микроклимат в производственных помещениях, являются:

температура воздуха;

температура поверхностей;

относительная влажность воздуха;

скорость движения воздуха;

интенсивность теплового облучения.

Для создания нормального климата согласно ГОСТ 12.1.005.ССБТ "Санитарно-гигиеническое нормирование воздуха рабочей зоны", СНиП 41-01-2003 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха" предусматривается:

герметизация технологического оборудования;

вентиляции помещения приточная и вытяжная;

Для оценки воздействия параметров микроклимата в целях осуществления мероприятия по защите работающих от возможного перегревания используется интегральный показатель тепловой нагрузки среды. Величины ТНС-индекса не должны превышать верхнюю границу значений, указанных в таблице применительно к конкретной продолжительности пребывания на рабочем месте.

Среднесменные значения ТНС-индекса не должны выходить за верхнюю границу рекомендуемых величин для 8 ч. рабочей смены в соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96 "Гигиеническими требованиями к микроклимату производственных помещений", который составляет для категории работ IIа ТНС=22.5-23.90С

Оптимальные и допустимые величины показателей микроклимата на рабочих местах представлены в таблице 3.4 и 3.5.

Таблица 3.4 - Оптимальные величины показателей микроклимата

Период года	Категория затрат по уровню энергозатрат, Вт	Температура воздуха, ºС	Температура поверхности,ºС	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный	II а	19-21	18-22	60-40	0,2
Тёплый	II а	20-22	19-23	60-40	0,2

Таблица 3.5 - Допустимые величины микроклимата

Период года	Категория затрат по уровню энергозатрат, Вт	Температура воздуха, ºС		Температура поверхности, ºС	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
		Диапазон ниже оптимал. значения	Диапазон выше оптимал. значения			Диапазон ниже оптимал. значения	Диапазон ниже оптимал. значения	ТНС
Холодный	II а	17,0-18,9	21,1-23,0	16-24	15-75	0,1	0,3	22,5-23,9
Тёплый	II а	18,0-19,9	22,1-27	17-28	15-75	0,1	0,4	22,5-23,9

Освещение

В помещении турбинного цеха предусматривается освещение в соответствие со СНиП 23-05-95 "Естественное и искусственное освещение":

естественное, через боковые проёмы;

искусственноё, система комбинированная.

Источники освещения: лампы накаливания, лампы газоразрядные;

рабочее, для освещения помещения в соответствии с характером выполняемых работ;

аварийное, (не менее 5% рабочего освещения), для продолжения работ при отключении рабочего освещения (питание от независимого источника энергии, аккумуляторных батарей);

дежурное и охранное;

эвакуационное, по основным проходам и лестничным клеткам.

Нормы освещения рабочих мест представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 - Нормы освещённости рабочих мест

Наименование объекта	Характер работы	Размер объекта различения, мм	Коэффициент естественной освещённости, %		Нормируемая освещённость при искусственном освещении, лк			Тип светильника, мощность, тип источника света
			Комбинированное освещение	Боковое освещение	Комбинированная		При системе общего освещения
					Всего	В том числе от общего
Турбинный цех	Наблюдение за технологическим процессом (разряд VI)	Более 5	1,8	0,6	−	−	200	ДРЛ-500
Шкалы измерительных приборов	Наблюдение за показаниями приборов (разряд IV г)	Свыше 0,5 до 1	2,4	0,9	−	400	200	ЛДЦ 80 ПВЛМ

Вредные вещества в воздухе рабочей зоны

Вредные вещества ускоряют развитие утомляемости человека, увеличивают число ошибок, совершаемых им на производстве, и является причиной профессиональных заболеваний.

Производственные процессы на электростанции сопровождается значительным выделением пыли, примесей газов. В целях профилактики неблагоприятного воздействия вредных веществ на организм человека и нормализации санитарно-гигиенического состояния воздушной среды согласно ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ "Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны", СНиП 41-01-2003 "Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха" используем:

вентиляцию;

уборка помещений и оборудования от осевшей пыли;

контроль содержания вредных веществ в воздухе;

средства индивидуальной защиты.

В производственных помещениях для работающих людей непосредственной окружающей средой является воздух рабочей зоны ГН 2.2.4.1313-03 и ГН 2.2.4.1314-03. Технические характеристики веществ представлены в таблице 3.7.

Таблица 3.7 - Технические характеристики веществ

Наименование вещества	Агрегатное состояние	Характер воздействия	ПДК, мг³	Класс опасности
Турбинное масло Т-22	Бесцветный пар со слабым запахом	Воздействие на дыхательные пути	5	IV
Фреон-21	Бесцветный пар	Воздействие на дыхательные пути	10	IV

Производственный шум и вибрация

Шум

В машинном зале основной шум и вибрация вызывается работой турбоагрегата.

В соответствии с ГОСТ 12.1.003.ССБТ "Шум. Общие требования безопасности" и СНиП 23-03-2003 "Защита от шума" приводим допустимые уровни шума в октавных полосах в производственных помещениях.

Таблица 3.8 - Нормы вибрации на рабочем месте от частоты (СНиП 23-03-03)

Назначение помещений или территорий	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц									Уровни звука и эквивалентные уровни звука
	31,5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Рабочие помещения диспетчерских служб, кабины наблюдения и дистанционного управления с речевой связью по телефону, участки точной сборки, телефонные и телеграфные станции, залы обработки информации на ЭВМ.	96	83	74	68	63	60	57	55	54	65
Помещения с постоянными рабочими местами производственных предприятий, территории предприятий с постоянными рабочими местами.	107	95	87	82	78	75	73	71	69	80

Для защиты от шума по СНиП 23-03-2003 "Защита от шума" предусматриваем:

звукоизоляцию;

звукопоглощающую облицовку;

индивидуальные средства защиты.

Вибрация

Одним из основных вредных факторов является вибрация, которая вызывается работой турбоагрегатов, деаэраторов, генераторов, трубопроводов и насосов. Для предотвращения вредных воздействий вибрации в соответствии с СН 2.2.4/2.1.8.566-96 применяется ряд методов защиты от вибрации ГОСТ 12.1.003:

рациональное размещение оборудования;

своевременный плановый и предупредительный ремонт оборудования;

вибропоглащающие фундаменты, виброизоляция;

вибродемпфирующие материалы на оборудование;

дистанционное управление вибрирующим оборудованием.

Технические требования регламентирует СанПиН 2.2.2.540-96 "Гигиенические требования к ручным инструментам и организации работ".

Вибрация воздействующая на человека нормируется отдельно для каждого установленного направления в каждой октавной полосе по СН 2.2.4/2.1.8.566-96 "Вибрация. Методы и средства защиты".

Зависимость вибрации на рабочем месте от частоты представлена в таблице 3.9.

Таблица 3.9 - Нормы вибрации на рабочем месте от частоты (СН 2.2.4/2.1.8.566-96)

Рабочее место	Допустимый уровень виброскорости, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц
	1	2	4	8	16	31.6	63
Общая техническая вибрация	-	108	99	93	92	92	92

Работа в условиях воздействия вибрации с уровнями, превышающими настоящие санитарные нормы более чем на 12 дБ (в 4 раза) по интегральной оценке или в какой-либо октавной полосе, не допускается. Устранение вредного воздействия вибрации на человека в производственных условиях, в соответствии с ГОСТ 12.1.012-91.ССБТ "Вибрационная безопасность. Общие требования", достигаются путём применения:

виброизоляции;

вибродемпфирования;

средств индивидуальной защиты.

Обеспечение безопасной работы сосудов находящихся под давлением

Безопасная работа сосудов, находящихся под давлением, обеспечивается комплексом организационно-технических мероприятий, включающих в себя конструкцию сосудов, применяемые материалы и технологии, в том числе и при ремонтных работах, обеспечивают конструктивную прочность сосудов. Эксплуатация сосудов ведется в строгом соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением", утвержденных Ростехнадзором РФ (ПБ 03-576-03) персонал, занятый обслуживанием сосудов, должен быть надлежащим образом обучен и аттестован.

Все сосуды оборудованы необходимыми приборами для контроля технологических параметров и предохранительными устройствами. Эксплуатация сосудов, работающих под давлением, начинается только после освидетельствования, которое проводится Ростехнадзором России на основании:

проекта и технических условий;

лицензирования на право ведения работ;

соответствия (сертификации) материалов, применяемых при изготовлении с учетом максимальных нагрузок, коррозии, способы изготовления.

Любые СРД, независимо от всех размеров, конструкции, рабочих давлений и температур, состава рабочей и окружающих сред, обязательно подвергают техническому освидетельствованию после монтажа до пуска в работу, а также периодически в процессе эксплуатации.

Первичное и внеочередное техническое освидетельствование сосудов регистрируемых в органах Ростехнадзора РФ, проводится инспектором Ростехнадзора.

Предприятие - изготовитель СРД и эксплуатирующее их предприятие при необходимости могут установить более сжатые сроки технического освидетельствования (при наличии коррозионно-активных сред, возможности скачков температур и давлений и др.).

Особое внимание при периодическом освидетельствовании необходимо обращать на сосуды, работающие при температуре выше 450°С, а также под давлением коррозионных и токсичных сред, так как их действии может вызвать изменение химического состава и механических свойств металла.

При поставке сосудов в собранном и законсервированном виде и выполнение требований безопасности эксплуатации условий и сроков хранения, указанных в паспорте и инструкции по монтажу гидравлические испытания не проводят, а выполняют только наружный и внутренний осмотр, имеющие целью: при первичном освидетельствовании проверить, что сосуд остановлен и оборудован в соответствии с настоящими правилами и предоставляемыми при регистрации документами, а также, что сосуд и его элементы не имеют повреждений.

Цель гидравлических испытаний: проверка точности элементов сосуда и плотности соединений. Сосуды подвергаются гидравлическому испытанию с установленной на них арматурой. Гидравлические испытания сосудов проводятся пробным давлением, МПа:

Таблица 3.10 - Периодичность технического освидетельствования СРД, регистрируемых в органах Ростехнадзора, работающих с агрессивной средой

Скорость коррозии, мм/год	Периодичность освидетельствования
	Ответственный на предприятии (наружный и внутренний осмотр)	Инспектором Ростехнадзора
		Наружный и внутренний осмотр	Гидравлическое испытание пробным давлением
Не более 0,1	2 года	4 года	8 лет
Более 0,1	12 мес.	4 года	8 лет
Регенеративные подогреватели	После каждого капитального ремонта	После двух капитальных ремонтов, но не реже одного раза в 12 лет

Результаты технического освидетельствования записывают в паспорт сосуда с указанием рекомендуемых значений параметров эксплуатации и сроков следующих освидетельствований. Если при освидетельствовании обнаружены дефекты, снижающие прочность сосуда, можно разрешить его эксплуатацию при пониженных параметрах (давление, температура), подтвержденных расчетом на прочность. При выявлении дефектов, причины и последствия которых установить невозможно, необходимо проведение специальных исследований или заключение специализированных организаций.

Техническое освидетельствование сосудов, для которых невозможно проведение внутреннего осмотра или гидравлического испытания, следует проводить согласно разработанной в проекте инструкции по монтажу и эксплуатации сосуда, в которой указаны методика, периодичность и объекта контроля.

Сосуды, работающие с вредными веществами 14 классов опасности, обязательно следует подвергать пневматическим испытаниям воздухом или инертным газом под рабочим давлением.

Испытания проводятся на прочность и герметичность, первый этап при сборке

различные методы изотопной дефектоскопии, второй этап -гидравлические испытания (готовое изделие).

Цельнолитые сосуды выдерживают под избыточным давлением на 50% больше рабочего давления в течение не менее 60 минут. Для основных сосудов

выдержка при давлении на 25% больше рабочего давления и в течение 10-60 минут.

Сосуд считается прошедшим гидравлические испытания, если не обнаружено:

течи, трещин, слезок, потения в сворных соединениях и на основном металле;

течи в разъемных соединениях;

видимых деформаций, падение давления по манометру.

Внеочередное освидетельствование сосудов, находящихся в эксплуатации, проводят в следующих случаях:

если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев;

если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;

если проведены ремонтные работы сосуда с применением пайки и сварки;

по требованию инспектора;

после аварии сосуда или элементов.

Техническое освидетельствование грузоподъемных машин и механизмов. Краны до пуска в работу подвергаются полному техническому освидетельствованию. Краны, подлежащие регистрации в органах Госгортехнадзора, подвергаются техническому освидетельствованию до их регистрации. Техническое освидетельствование проводится согласно руководству по эксплуатации крана. При отсутствии в руководстве соответствующих указаний освидетельствование кранов проводится согласно ПБ 10-382-00. Краны в течение нормативного срока службы подвергаются периодическому техническому освидетельствованию:

а) частичному - не реже одного раза в 12 мес.;

б) полному - не реже одного раза в 3 года, за исключением редко используемых кранов (краны для обслуживания машинных залов, электрических и насосных станций, компрессорных установок, а также другие краны, используемые только при ремонте оборудования).

Редко используемые грузоподъемные краны подвергаются полному техническому освидетельствованию не реже одного раза в 5 лет. Отнесение кранов, к категории редко используемых производится владельцем по согласованию с органами Госгортехнадзора. Внеочередное полное техническое освидетельствование крана проводится после:

а) монтажа, вызванного установкой крана на новом месте (кроме стреловых и быстромонтируемых башенных кранов);

б) реконструкции крана;

в) ремонта расчетных металлоконструкций крана с заменой элементов или узлов с применением сварки;

г) установки сменного стрелового оборудования или замены стрелы;

д) капитального ремонта или замены грузовой или стреловой лебедки;

е) замены крюка или крюковой подвески (проводятся только статические испытания);

ж) замены несущих или вантовых канатов кранов кабельного типа.

После замены изношенных грузовых, стреловых или других канатов, а также во всех случаях перепасовки канатов производится проверка правильности запасовки и надежности крепления концов канатов, а также обтяжка канатов рабочим грузом, о чем делается запись в паспорте крана инженерно-техническим работником, ответственным за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии. Техническое освидетельствование крана проводится инженерно-техническим работником по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов при участии инженерно-технического работника, ответственного за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии. При полном техническом освидетельствовании кран подвергается:

а) осмотру;

б) статическим испытаниям;

в) динамическим испытаниям.

При частичном техническом освидетельствовании статические и динамические испытания крана не проводятся. При техническом освидетельствовании крана осматриваются и проверяются в работе его механизмы, тормоза, гидро- и электрооборудование, приборы и устройства безопасности. Проверка исправности действия ограничителя грузоподъемности крана стрелового типа проводится с учетом его грузовой характеристики. Кроме того, при техническом освидетельствовании крана проверяются:

а) состояние металлоконструкций крана и его сварных (клепаных) соединений (отсутствие трещин, деформаций, утонение стенок вследствие коррозии, ослабления клепаных соединений и др.), а также кабины, лестниц, площадок и ограждений;

б) состояние крюка, блоков;

в) фактическое расстояние между крюковой подвеской и упором при срабатывании концевого выключателя и остановки механизма подъема;

г) состояние изоляции проводов и заземления электрического крана с определением их сопротивления;

д) соответствие массы противовеса и балласта у крана стрелового типа значениям, указанным в паспорте;

е) состояние кранового пути и соответствие его настоящим Правилам, проекту и руководству по эксплуатации крана;

ж) состояние канатов и их крепления;

з) состояние освещения и сигнализации.

Краны, отработавшие нормативный срок службы, подвергаются экспертному обследованию (диагностированию), включая полное техническое освидетельствование, проводимому специализированными организациями в соответствии с нормативными документами. Результаты обследования заносятся в паспорт крана инженерно-техническим работником, ответственным за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.

Техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды

Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды устанавливают требования к проектированию, конструкции, материалам, изготовлению, монтажу, ремонту и эксплуатации трубопроводов, транспортирующих водяной пар с рабочим давлением более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) или горячую воду с температурой свыше 115 °С. В соответствии с ПБ 10-573-03 все трубопроводы, на которые распространяются Правила, делятся на четыре категории:

Таблица 3.11 - Категории и группы трубопроводов

Категория трубопроводов	Группа	Рабочие параметры среды
		температура, °С	давление, МПа (кгс/см2)
I	1	Свыше 560	Не ограничено
	2	Свыше 520 до 560	То же
	3	Свыше 450 до 520	"
	4	До 450	Более 8,0 (80)
II	1	Свыше 350 до 450	До 8,0 (80)
	2	До 350	Более 4,0 (40) до 8,0 (80)
III	1	Свыше 250 до 350	До 4,0 (40)
	2	До 250	Более 1,6 (16) до 4,0 (40)
IV		Свыше 115 до 250	Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Примечание - Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1. Схема категорий и групп трубопроводов

Правила не распространяются на:

трубопроводы, расположенные в пределах котла;

сосуды, входящие в систему трубопроводов и являющиеся их неотъемлемой частью (водоотделители, грязевики и т.п.);

трубопроводы, устанавливаемые на морских и речных судах и на других плавучих средствах, а также на морских передвижных установках и объектах подводного применения;

трубопроводы, устанавливаемые на подвижном составе железнодорожного, автомобильного и гусеничного транспорта;

трубопроводы I категории с наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводы II, III и IV категории с наружным диаметром менее 76 мм;

сливные, продувочные и выхлопные трубопроводы котлов, трубопроводов, сосудов, редукционно-охладительных и других устройств, соединенные с атмосферой;

трубопроводы атомных электростанций и установок;

трубопроводы специальных установок военного ведомства;

трубопроводы, изготовленные из неметаллических материалов.

При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать:

для паропроводов от котлов - давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из котла (за пароперегревателем);

для паропроводов от турбин, работающих с противодавлением, - максимально возможное давление в противодавлении, предусмотренное техническими условиями на поставку турбины, и максимально возможную температуру пара в противодавлении при работе турбины на холостом ходу;

для паропроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для паропроводов промежуточного перегрева) - максимально возможные значения давления и температуры пара в отборе (согласно данным завода - изготовителя турбины);

для паропроводов от редукционных и редукционно-охладительных установок - максимально возможные значения давления и температуры редуцированного пара, принятые в проекте установки;

для трубопроводов питательной воды после деаэраторов повышенного давления - номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в деаэраторе;

для трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления (ПВД) - наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса (при применении питательных насосов с турбоприводом и электронасосов с гидромуфтой - 1,05 номинального давления насоса), и максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД;

для подающих и обратных трубопроводов водяных тепловых сетей - наибольшее возможное давление и максимальную температуру воды в подающем трубопроводе с учетом работы насосных подстанций на трассе и рельефа местности.

Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу независимо от его протяженности и должна быть указана в проектной документации.

Обеспечение взрывопожарной безопасности производства

Источником пожаровзрывоопасности в турбинном цехе является турбинное масло и водород. Масло используется в системе смазки и регулирования турбины, водород в системе охлаждения генератора. Причиной возникновения пожара может быть замыкание электрооборудования цеха.

Концентрационные приделы взрываемости и температуры самовоспламенения приведены в таблице 3.12

Таблица 3.12 - Концентрационные приделы взрываемости и температуры самовоспламенения

Наименование вещества	Агрегатное состояние	Плотность, кг/м³	Температура воспламенения, °С	Предел взрывобезопасности
				НКПР	ВКПР
Водород	Газ	-	510	4	75
Турбинное масло	Жидкость	0,9	400	НТПВ, ºС	ВТПВ, ºС
				148	187

В турбинном цехе система маслоснабжения рассчитана на применение масла марки 22. Она представляет собой объект с повышенной пожаровзрывоопасностью ГОСТ Р 12.3.047-98, ППБ 01-03. Для предотвращения воспламенения предусмотрены следующие меры и конструктивные мероприятия:

внешние маслопроводы, находящиеся вблизи горячих поверхностей заключаются в защитный короб;

маслопроводы вне защитных коробов отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами;

трубопроводы и арматуры аварийного слива масла установлены вне зоны возможного горения воздуха;

вне горячей поверхности, расположенные вблизи маслопроводов имеют надёжную изоляцию;

все зоны скопления масляных паров вентилируются.

В отделении устанавливается:

автоматическая дренажная система пожаротушения и система объёмного аэрозольного тушения в соответствии с НПБ 110-2003;

система оповещения людей;

аварийная вентиляция на случай возникновения пожара;

по всей территории на всех отметках щиты с размещением первичных средств пожаротушения;

Для пожарной безопасности предусматривается по ГОСТ 12.1.004 ССБТ:

эвакуационные выходы;

внутренний и наружный пожарные водопроводы;

первичные средства пожаротушения: огнетушители (ОВП, ОП, ОУ),

пожарный щит;

пожарные лестницы для выхода наружу;

сигнализация;

Все меры пожарной безопасности выполняются в соответствии ГОСТ Р.12.3047-98 ССБТ "Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля" и огнестойкости зданий

СНиП 21-01-97.

.6 Расчет естественного освещения турбинного цеха

Естественное освещение - освещение помещений светом неба (прямым или отраженным), проникающим через проемы в наружных ограждающих конструкциях.

Турбинный цех имеет следующие размеры:

длина 100 м;

ширина 40 м;

высота 30 м.

Система подачи естественного света осуществляется через боковые окна размером:

длина 3,8 м;

ширина 4,0 м.

m = 1,0 - коэффициент светового климата ,ТЭС расположена в III световом поясе;

КЕО = 0,3% - разряд зрительной работы VIIIa - постоянное общее наблюдение за ходом производственного процесса, освещение ;

с = 1,0 - коэффициент солнечности ;

Определим нормируемое значение е_н, %:

е_н = (КЕО) × m ×c

е_н= 0,3 ×1,0 × 1,0 = 0,3

q = 0,75 - коэффициент неравномерности яркости облачного неба;

τ₀ = 0,6 - коэффициент светопропускания;

r₀=1,4 - коэффициент отражения света;

n₁^б= 11 лучей;

n₂^б = 8 лучей;

Значение геометрического коэффициента, %:

e_б = 0,01× n₁^б× n₂^б

e_б = 0,01 × 11 × 8 = 0,88

Реальное значение коэффициента КЕО составит, %:

e_реал^б = (e_б× q) × τ₀ r₀

e_реал^б = (0,88 × 0,75) ×0,6×1,4 = 0,55

Заключение

В рамках данного дипломного проекта был выполнен комплексный расчет по строительству парогазового блока мощность 400 МВт. Проектируемый блок включает в себя одну газовую турбины ГТД-110, две паровые турбине К-150-130 и два низконапорных парогенератора. В качестве топлива, используется газ Ивановского месторождения. Данный проект включает в себя следующие расчеты:

- расчет принципиальной тепловой схемы;

- тепловой расчет ГТУ;

тепловой расчет НПГ;

приближенный тепловой расчет ПТУ;

детальный расчет ступеней газовой и паровой турбин;

а также был выполнен расчет вредных выбросов и высоты дымовой трубы, разработана схема газового хозяйства;

Так как процесс производства электрической энергии на ГРЭС относится к производству повышенной опасности, в дипломный проект включен раздел "Безопасность проектируемого объекта".

В разделе "Экономическая часть" дана оценка варианта строительства парогазового блока по сравнению со строительством двух типовых блоков такой же мощности, работающей на газе.

тепловой газовый турбина парогенератор

Список использованных источников

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020г. Утверждена Распоряжением правительства РФ от 28 августа 2003 г. №1234-р.

2. Прутковский, Е. Н. Руководящий технический материал / Е. Н. Прутковский, В.С. Варварский, В.П. Дробот, Н.Д. Маркозов и др. // Установки парогазовые стационарные - РТМ 108.020.22-84, 1984. - 54с.

3. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций. - М.: Минэнерго СССР, 1981.

4. Кузнецов Н.В. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Н.В. Кузнецов. - М.: Энергия, 1973.

5. Григорьева В. А. Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / В. А. Григорьев, В. М. Зорин. - М.: Энергоатомиздат, 1982. - 624с.

6. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин. - М.: Энергоатомиздат, 1967.

7. Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара / С.Л. Ривкин, А.А. Александров. - М.: Энергия, 1980. - 425 с.

8. Цыганок А. П. Проектирование тепловых электрических станций: учеб. пособие/А.П. Цыганок, С.А. Михайленко; КрПИ- Красноярск, 1991.-119 с.

. Емелина З.Г. Безопасность жизнедеятельности: учеб. пособие / З.Г. Емелина, Д.Г. Емелин. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000. - 183 с.

10. Колот В.В. Безопасность проектируемого объекта: метод. указ. по дипломному проектированию для студентов направления подготовки дипломированных специалистов 650800 - "Теплоэнергетика" (спец. 100500, 100700, 100800) / В.В. Колот, О.Н. Ледяева. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2003. - 16 с.

11. Подборский Л.Н. Турбины ТЭС и АЭС: метод. указ. по курсовому проектированию для студентов специальности 1005 - "Тепловые электрические станции"/ Л.Н. Подборский. - КрПИ - Красноярск, 1991. - 62 с.

. Астраханцева И.А. Экономическая оценка технических решений: метод. указ. по дипломному проектированию для студентов специальности 1005 - "Тепловые электрические станции"/ И.А. Астраханцева. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 1998. - 27 с.

. Финоченко В.А. Выполнение экономической части дипломных проектов: метод указ. для студентов специальностей 0301 - "Электрические станции", 0305 - "Тепловые электрические станции" всех форм обучения / В.А. Финоченко. - КрПИ - Красноярск, 1987. - 36 с.

. Цыганок А.П. Проект ТЭС (Часть 1): метод. указ. к дипломному и курсовому проектированию для студентов специальностей 0301, 0305 - "Электрические станции", "Тепловые электрические станции"/ А.П. Цыганок, Н.А. Сеулин; КрПИ - Красноярск, 1981. - 59 с.

. Цыганок А.П. Проект ТЭС (Часть 2): нормативные материалы к дипломному и курсовому проектированию для студентов специальностей 0301, 0305 - "Электрические станции", "Тепловые электрические станции"/ А.П. Цыганок, Н.А. Сеулин; КрПИ - Красноярск, 1981. - 36 с.

. Михайленко С.А. Тепловые электрические станции: учеб. пособие. 2-е изд. испр. / С.А. Михайленко, А.П. Цыганок. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. - 302 с.

. Цыганок А.П. Тепловые и атомные электрические станции: учеб. пособие: в 2 ч./ А.П. Цыганок. - Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2000. - 123 с.

. Трухний А.Д. Стационарные паровые турбины. - 2-е изд., перераб. и доп./ А.Д. Трухний. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 640 с.: ил.

. Костюк, А.Г. Турбины тепловых и атомных электрических станций: учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. / А.Г. Костюк, В.В. Фролов, А.Е. Булкин и др.; Ред. А.Г. Костюк. - М.: Издательство МЭИ, 2001. -488 с.: ил.

. Стерман Л.С. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов. - 3-е изд., перераб. / Л.С. Стерман. - М.: Издательство МЭИ, 2004. - 424 с., ил.

21. Цанев, С.В. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций: Учеб. пособие для вузов / С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.Н. Ремезов. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 584 с.

22. Трухний, А.Д. Расчет тепловых схем парогазовых установок утилизационного типа / А.Д . Трухний, С.В. Петрунин // МЭИ.- 2001.-21 с.

23. Куликов С.М., Бойко Е.А. Расчет содержания вредных веществ в дымовых газах при проектировании котлов и энергетических установок: Методические указания по дипломному проектированию для студентов специальности 1005 - "Тепловые электрические станции", 1007 - "Промтеплоэнергетика". - Красноярск, КГТУ, 1995.

24. Бойко Е. А. Котельные установки и парогенераторы (тепловой расчет парового котла): Учебное пособие / Е. А. Бойко, И. С. Деринг, Т. И. Охорзина. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2005. 96 с.

25. Орлов, К. А. Исследование схем парогазовых установок на основе разработанных прикладных программ по свойствам рабочих тел [Текст]: автореф. дис. …канд. техн. наук: 05.14.14 / Орлов Константин Александрович. - М., 2004. - 32 с.

. Подбельский В. В. Язык С++: Учеб. пособие. - 5-е изд. - М.: Финансы и статистика, 2005. - 560 с.: ил.

27. Цыганок, А.П. Проектирование тепловых электрических станций: учебное пособие / А.П. Цыганок, С.А. Михайленко. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006, 136 с.

28. Энергетические и теплотехнические процессы и оборудование: сб. науч. тр. / ред. А. В. Бойко. - Харьков: НТУ ХПИ, 2008. - 196 с.

29. Кругликов, П. А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС: письменные лекции. - СПб, СЗТУ, 2003. -118 с.

. Энергетическое машиностроение - новые решения: сб. конф. / ред. А. А. Бельтюков. - Екатеринбург, 2007. - 96 с.

31. Сокращение потребления природного газа и перспективы электроэнергетики: "атомный" и "парогазовый" сценарии: доклад. / И. В. Бабанин, В. А. Чупров. - М. , 2005 - 18 с.

. Паровые турбины: номенклатурный каталог. / ПО "Силовые машины" СПб, 2005 - 78 с.

Приложение

/*Подпрограмма теплового расчета газотурбинной установки*/

//---------------------------------------------------------------------------

#include <stdio.h>

#include <conio.h>

#include <math.h>

#include <eheat.h>

#include <emath.h>main()

{

float

/*расход сухого воздуха на входе в камеру сгорания

с учетом охлаждения, кг\с*/G_k_ohl=309.431,

/*теоретически необходимое количество воздуха, кг/кг*/ L_0=15,

/*расход топлива на ГТ, кг/с*/ B=6.697,

/*расход газов на выходе из ГТ с учетом охлаждения, кг/с*/G_t_ohl_=359.463,

/* расход газов на выходе из ГТ без учета охлаждения, кг/с */G_t_ohl=316.652,

/*температура воздуха за компрессором, ºC*/ t_b=389.52,

/*температура газов за ГТ,º C*/ t_d=584.834,

/*мощность паровой турбины, кВт*/ N_e_pt=150000,

/*термический КПД ПТУ*/ n_t_ptu=0.418,

/*внутренний относительный КПД паровой турбины*/ n_oi=0.85,

/*механический КПД*/n_m=0.98,

/*КПД генератора*/ n_g=0.99,

/*КПД НПГ*/n_pg=0.89,

/*КПД транспорта*/n_tr=0.98,

/*теплота сгорания газа, kDzh/kg*/Q_n_r_gas=44300,

/*содержание кислорода в окислителе после добавки

воздуха от вентилятора в топку НПГ, %*/O2_t_pg=15,

/*коэффициент избытка воздуха в топке НПГ*/alfa_t_pg=1.2,

/*давление острого пара, бар*/P0=130,

/*температура острого пара, ºC*/t0=540,

/*давление в конденсаторе, бар*/Pk=0.035,

/*коэффициент регенерации*/K_p=1.01,

/*температура питательной воды, ºC*/ t_pv=270,

/*теплоёмкость воды, кДж/(кг*ºC)*/ Cp=4.186,

/*температура газов за экономайзером, ºC*/t11_ek=352,

/*теплоёмкость топлива НПГ, кДж/(кг*ºC)*/c_tl=2.5,

/*температура топлива НПГ, ºC*/t_tl=70,

/*потеря теплоты от наружного охлаждения*/q5=0.005,

/*КПД камеры сгорания*/ n_ks=0.995,

/*теплоёмкость добавочного воздуха за

вентилятором, кДж/(кг*ºC)*/c_dv=1.00464,

/*температура добавочного воздуха за

вентилятором, ºC*/ t_dv=150,

/*энтальпия добавочного воздуха, кДж/кг*/i_dv=2582.762,

/*давление в деаэраторе, бар*/P_d=7,

/*KPD teploobmennika*/n_to=0.98,

/*температура добавочного воздуха до ВЗП, ºC*/t_dv0=45,

/*температура основного конденсата за ГВПНД, C*/t1_ok=160,

/*давление пара в отборе на деаэратор, бар*/P_otb=12.9,

/*температура основного конденсата после точки смешения, C*/t_ok=60,

/*температура ХОВ, ºC*/t_xov=30,

/*КПД питательного насоса*/n_pn=0.75,

/*перепад давления в ПН, бар*/dP_pn=173,

/*электрическая мощность ГТ, кВт*/N_el_gt=110000,

/*электромеханический КПД*/n_em=0.98;

float alfa_ux_gt, G_oxl, t_ux_gt, v0_ks, O2_ux_gt, n_ptu, B_r_pg_ut, B_r_pg_nt, G_pg, G1_pg, G_dv, q_dv, Q_pg, D_ne, i_ne, i_k, D_np, q_pv, H_pt, P_b, i_np, I4_sv, s_para, I4_sg, I_ek_sg, q_tl, I_ek_sv, I_ek_sg_pg, alfa_yx_pg, alfa_yx_pg_dv, Bp1_pg, h_dv, t1_vzp, I1_vzp_sv, I1_vzp_sg, h_d, D_pv, Q_gvpvd_g, Q_gvpvd_v, h_dv0, Q_vzp_g, Q_vzp_vozd, t11_vzp, I11_vzp_sg, I11_vzp_sv, D_d, D_ok, i0_otb, i_otb, t_ux, I_ux_sv, I_ux_sg, h_ok0, Q_gvpnd_g, Q_gvpnd_v, D_rec, D1_ok, D_ezh, D_upl, D_ut, D_ne0, i1_np, i_c1, D_c1, D_np1, D_sn, D_xov, t1_xov, v_pv, h_d0, Wep, d, N_sn_pt, N_sn_gt, N_sn_pgu, N_pgu_br, N_pgu_nt, n_pgu_br, n_pgu_nt;

/*массив зависимости удельного объёма воздуха от температуры*/

float mass_v0[2][21] = { {0, 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750, 800, 850, 900, 950, 1000}, {0.774, 0.916, 1.057, 1.199, 1.340, 1.484, 1.626, 1.767, 1.908, 2.049, 2.193, 2.336, 2.475, 2.618, 2.762, 2.899, 3.040, 3.185, 3.322, 3.472, 3.61}};

/*массив зависимости энтальпии сухого воздуха от температуры*/

float mass_I_sv[2][21] = { {0, 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750, 800, 850, 900, 950, 1000},

{0, 50.19, 100.56, 151.21, 202.22, 253.67, 305.61, 358.13, 411.22, 464.91, 519.2, 574.09, 629.58, 685.58, 742.13, 799.17, 856.68, 914.62, 972.97, 1031.68, 1090.75}};

/*массив зависимости энтальпии продуктов сгорания от температуры */

float mass_I_sg[2][21] = { {0, 50, 100, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 450, 500, 550, 600, 650, 700, 750, 800, 850, 900, 950, 1000},

{0, 53.59, 107.78, 162.60, 218.10, 274.33, 331.31, 389.08, 447.65, 507.03, 567.20, 628.19, 689.93, 752.41, 815.60, 879.47, 943.98, 1009.10, 1074.80, 1141.04, 1207.81}};

alfa_ux_gt=(G_k_ohl*0.992)/(L_0*B); /*коэффициент избытка воздуха в сбросных газах ГТ*/

G_oxl=G_t_ohl_-G_t_ohl; /*расход воздуха на охлаждение*/

t_ux_gt=(G_t_ohl*t_d+G_oxl*t_b)/G_t_ohl_; /*температура смеси выхлопных газов и воздуха за ГТ*/

int i;(i=0; i<21; i++)

{(t_ux_gt>mass_v0[0][i])

{v0_ks=mass_v0[1][i]+((mass_v0[1][i+1]-mass_v0[1][i])/50)*(t_ux_gt-mass_v0[0][i]);} /*удельный объём воздуха*/

}

O2_ux_gt=(0.21*v0_ks*(alfa_ux_gt-1))/(v0_ks*alfa_ux_gt+1); /*объёмное содержание кислорода в окислителе после ГТ*/

n_ptu=n_t_ptu*n_oi*n_m*n_g*n_pg*n_tr; /*КПД ПТУ*/

G1_pg=0.992*G_k_ohl*0.5; /*расход окислителя, идущего в топку НПГ от ГТ*/

G_dv=G1_pg*(O2_t_pg-O2_ux_gt*100)/(21-O2_t_pg); /*расход добавочного воздуха*/

G_pg=G1_pg+G_dv; /*суммарный расход окислителя, идущего на горение в топку НПГ*/

q_dv=G_dv/(G_k_ohl*0.5*0.992); /*относительная добавка воздуха*/

i_ne=hpt(P0, t0); /*энтальпия перегретого пара*/

s_para=s(P0,i_ne); /*энтропия пара при идеальном процессе расширения*/

i_k=hps(Pk,s_para); /*энтальпия в конденсаторе*/

H_pt=i_ne-i_k;/*теплоперепад ПТ*/

/*цикл уточнения коэффициента регенерации*/

{

D_ne=(N_e_pt/(H_pt*n_oi*n_m*n_g))*K_p; /*расход острого пара на ПТ*/

q_pv=t_pv*Cp; /*энтальпия питательной воды*/

D_np=0.015*D_ne; /*расход продувочной воды*/

P_b=1.1*P0; /*давление в барабане НПГ*/

i_np=h1(ts(P_b)); /*энтальпия продувочной воды*/

D_ezh=0.005*D_ne; /*расход пара на эжектора*/

D_upl=0.01*D_ne; /*расхлд пара на уплотнения ПТ*/

D_ut=0.015*D_ne; /*расход пара на утечки*/

D_sn=0.024*D_ne;/*расход пара на собственные нужды*/

D_ne0=D_ne+D_ezh+D_upl+D_sn; /*расход острого пара с НПГ*/

Q_pg=D_ne0*(i_ne-q_pv)+D_np*(i_np-q_pv); /*теплота, использованная в НПГ*/

i1_np=h1(ts(P_d));/*энтальпия продувочной воды за РНП*/

i_c1=h11(ts(P_d)); /*энтальпия выпара из РНП*/

D_c1=D_np*(i_np-i1_np)/(i_c1-i1_np); /*расход выпара из РНП*/_np1=D_np-D_c1; /*расход продувочной воды, сбрасываемой в технологическую канализацию*/

D_xov=D_np1+D_ut+D_sn; /*расход ХОВ*/

t1_xov=t_xov+D_np1*((i1_np/Cp)-60)/D_xov;/*температура ХОВ на входе в деаэратор*/

for (i=0; i<21; i++)

{(t_d>mass_I_sv[0][i])

{I4_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t_d-mass_I_sv[0][i]);}

/*энтальпия сухого воздуха при температуре за ГТ*/

}(i=0; i<21; i++)

{(t_d>mass_I_sg[0][i])

{I4_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t_d-mass_I_sg[0][i]);}

/*энтальпия продуктов сгорания при температуре за ГТ*/

}(i=0; i<21; i++)

{(t11_ek>mass_I_sg[0][i])

{I_ek_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t11_ek-mass_I_sg[0][i]);}

/*энтальпия газов ГТ при температуре за экономайзером*/

}

q_tl=c_tl*t_tl; /*теплота, внесённая с топливом в НПГ*/

for (i=0; i<21; i++)

{(t11_ek>mass_I_sv[0][i])

{I_ek_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t11_ek-mass_I_sv[0][i]);}

/*энтальпия воздуха при температуре за экономайзером*/

}

I_ek_sg_pg=I_ek_sg; /* энтальпия газов НПГ при температуре за экономайзером */

for (i=0; i<21; i++)

{(t_dv>mass_I_sv[0][i])

{h_dv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t_dv-mass_I_sv[0][i]);}

/* энтальпия добавочного воздуха после ВЗП */

}(i=0; i<21; i++)

{(t_dv0>mass_I_sv[0][i])

{h_dv0=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t_dv0-mass_I_sv[0][i]);}

/* энтальпия добавочного воздуха перед ВЗП */

}

B_r_pg_nt=((D_ne*(i_ne-q_pv)+G_dv*(I_ek_sv-h_dv)+G_t_ohl_*(I_ek_sg-I4_sg))/((Q_n_r_gas-I_ek_sg)*n_pg))*3.6;/*предварительный расход топлива*/

alfa_yx_pg=(G_k_ohl*0.992*0.5-B*L_0*n_ks*0.5)/(B_r_pg_nt/3.6*L_0);

/*коэффициент избытка воздуха в уходящих газах после экономайзера НПГ без учёта добавочного воздуха*/

alfa_yx_pg_dv=(G_k_ohl*(0.992+q_dv)*0.5-B*L_0*n_ks*0.5)/(B_r_pg_nt/3.6*L_0);

/* коэффициент избытка воздуха в уходящих газах после экономайзера НПГ с учётом добавочного воздуха */

Bp1_pg=((Q_pg-B*n_ks*(I4_sg+(alfa_ux_gt-1)*I4_sv-I_ek_sg)))*3.6/((1-0.01*(q5))*(Q_n_r_gas+q_tl)+(alfa_yx_pg_dv-alfa_yx_pg)*L_0*c_dv*t_dv-(I_ek_sg+I_ek_sv*(alfa_yx_pg_dv-1)));

/*уточнённый расход топлива в топку НПГ*/

/*Тепловой баланс ГВПВД*/

t1_vzp=t11_ek-100; /*температура газов за ГВПВД, ºC*/

for (i=0; i<21; i++)

{(t1_vzp>mass_I_sv[0][i])

{I1_vzp_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t1_vzp-mass_I_sv[0][i]);}

/*энтальпия воздуха при температуре за ГВПВД*/

}(i=0; i<21; i++)

{(t1_vzp>mass_I_sg[0][i])

{I1_vzp_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t1_vzp-mass_I_sg[0][i]);}

/*энтальпия газов ГТ при температуре за ГВПВД*/

}

h_d0=h1(ts(P_d)); /*энтальпия воды за деаэратором*/

v_pv=v1(ts(P_d)); /*удельный объём питательной воды*/

D_pv=D_ne0+D_np; /*расходпитательной воды*/

Q_gvpvd_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I_ek_sg-I1_vzp_sg)+G_dv*(I_ek_sv-I1_vzp_sv))*n_to;

/*тепловой баланс ГВПВД по газу*/

Q_gvpvd_v=D_pv*(q_pv-h_d); /*тепловой баланс ГВПВД по воде*/

if (Q_gvpvd_g>Q_gvpvd_v)

{do

{for (i=0; i<21; i++)

{(t1_vzp>mass_I_sv[0][i])

{I1_vzp_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t1_vzp-mass_I_sv[0][i]);}

}(i=0; i<21; i++)

{(t1_vzp>mass_I_sg[0][i])

{I1_vzp_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t1_vzp-mass_I_sg[0][i]);}

}_d0=h1(ts(P_d)); _pv=v1(ts(P_d)); _d=h_d0+dP_pn*pow(10,5)*v_pv/(n_pn*1000); _pv=D_ne0+D_np; _gvpvd_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I_ek_sg-I1_vzp_sg)+G_dv*(I_ek_sv-I1_vzp_sv))*n_to; _gvpvd_v=D_pv*(q_pv-h_d);

t1_vzp=t1_vzp+0.1;

}

while ((fabs(Q_gvpvd_g-Q_gvpvd_v)/Q_gvpvd_g)*100>=0.5);}

else

{do

{for (i=0; i<21; i++)

{(t1_vzp>mass_I_sv[0][i])

{I1_vzp_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t1_vzp-mass_I_sv[0][i]);}

}(i=0; i<21; i++)

{(t1_vzp>mass_I_sg[0][i])

{I1_vzp_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t1_vzp-mass_I_sg[0][i]);}

/*Тепловой баланс ВЗП*/

t11_vzp=t1_vzp-50; /*температура газов за ВЗП*/

for (i=0; i<21; i++)

{(t11_vzp>mass_I_sv[0][i])

{I11_vzp_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t11_vzp-mass_I_sv[0][i]);}

/*энтальпия воздуха при температуре за ВЗП*/

}(i=0; i<21; i++)

{(t11_vzp>mass_I_sg[0][i])

{I11_vzp_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t11_vzp-mass_I_sg[0][i]);}

/* энтальпия газов ГТ при температуре за ВЗП */

}_vzp_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I1_vzp_sg-I11_vzp_sg)+G_dv*(I1_vzp_sv-I11_vzp_sv))*n_to;

/*тепловой баланс ВЗП по газу*/

Q_vzp_vozd=G_dv*(h_dv-h_dv0); /*тепловой баланс ВЗП по воздуху*/

if (Q_vzp_g>Q_vzp_vozd)

{do

{for (i=0; i<21; i++)

{(t11_vzp>mass_I_sv[0][i])

{I11_vzp_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t11_vzp-mass_I_sv[0][i]);}

}(i=0; i<21; i++)

{(t11_vzp>mass_I_sg[0][i])

{I11_vzp_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t11_vzp-mass_I_sg[0][i]);}

}_vzp_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I1_vzp_sg-I11_vzp_sg)+G_dv*(I1_vzp_sv-I11_vzp_sv))*n_to; _vzp_vozd=G_dv*(h_dv-h_dv0); _vzp=t11_vzp+0.1;}((fabs(Q_vzp_g-Q_vzp_vozd)/Q_vzp_g)*100>=0.5);}

{do

{for (i=0; i<21; i++)

{(t11_vzp>mass_I_sv[0][i])

{I11_vzp_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t11_vzp-mass_I_sv[0][i]);}

}(i=0; i<21; i++)

{(t11_vzp>mass_I_sg[0][i])

{I11_vzp_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t11_vzp-mass_I_sg[0][i]);}

}_vzp_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I1_vzp_sg-I11_vzp_sg)+G_dv*(I1_vzp_sv-I11_vzp_sv))*n_to;_vzp_vozd=G_dv*(h_dv-h_dv0);_vzp=t11_vzp-0.1;}((fabs(Q_vzp_g-Q_vzp_vozd)/Q_vzp_g)*100>=0.5);}

/*Деаэратор*/

i0_otb=hps(P_otb, s_para); /*теоретическая энтальпия отборного пара*/

i_otb=i_ne-(i_ne-i0_otb)*n_oi; /*действительнаяая энтальпия отборного пара */

D_d=((D_pv+D_ut)*(h_d0-t1_ok*Cp)-D_c1*(i_c1-t1_ok*Cp)-D_xov*(t1_xov*Cp-t1_ok*Cp)-(D_ezh+D_upl)*(h_d0-t1_ok*Cp))/(i_otb-t1_ok*Cp); /*расход пара на деаэратор*/

D_ok=D_pv+D_ut-D_d-D_c1-D_xov-D_ezh-D_upl; /*расход основного конденсата*/

/*Точка смешения (расчёт рециркуляции для обеспечениянеобходимой температуры основного конденсата перед ГВПНД)*/

h_ok0=h1(ts(Pk)); /*энтальпия воды за конденсатором*/

D_rec=D_ok*(h_ok0-t_ok*Cp)/(t_ok*Cp-t1_ok*Cp); /*расход рециркуляции*/

D1_ok=D_ok+D_rec; /*расход основного конденсата через ГВПНД*/

/*Тепловой баланс ГВПНД*/

t_ux=t11_vzp-90; /*температура газов за ГВПНД*/

for (i=0; i<21; i++)

{(t_ux>mass_I_sv[0][i])

{I_ux_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t_ux-mass_I_sv[0][i]);}

/*энтальпия воздуха при температуре за ГВПНД*/

}(i=0; i<21; i++)

{(t_ux>mass_I_sg[0][i])

{I_ux_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t_ux-mass_I_sg[0][i]);}

/*энтальпия газов ГТ при температуре за ГВПНД*/

}

Q_gvpnd_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I11_vzp_sg-I_ux_sg)+G_dv*(I11_vzp_sv-I_ux_sv))*n_to;

/*тепловой баланс ГВПНД по газу*/

Q_gvpnd_v=D1_ok*(t1_ok*Cp-t_ok*Cp); /*тепловой баланс ГВПНД по воде*/

if (Q_gvpnd_g>Q_gvpnd_v)

{do

{for (i=0; i<21; i++)

{(t_ux>mass_I_sv[0][i])

{I_ux_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t_ux-mass_I_sv[0][i]);}

}(i=0; i<21; i++)

{(t_ux>mass_I_sg[0][i])

{I_ux_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t_ux-mass_I_sg[0][i]);}

}_gvpnd_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I11_vzp_sg-I_ux_sg)+G_dv*(I11_vzp_sv-I_ux_sv))*n_to; _gvpnd_v=D1_ok*(t1_ok*Cp-t_ok*Cp);

t_ux=t_ux+0.1;}

while ((fabs(Q_gvpnd_g-Q_gvpnd_v)/Q_gvpnd_g)*100>=0.5);}

else

{do

{for (i=0; i<21; i++)

{(t_ux>mass_I_sv[0][i])

{I_ux_sv=mass_I_sv[1][i]+((mass_I_sv[1][i+1]-mass_I_sv[1][i])/50)*(t_ux-mass_I_sv[0][i]);}

}(i=0; i<21; i++)

{(t_ux>mass_I_sg[0][i])

{I_ux_sg=mass_I_sg[1][i]+((mass_I_sg[1][i+1]-mass_I_sg[1][i])/50)*(t_ux-mass_I_sg[0][i]);}

}_gvpnd_g=((G_t_ohl_+Bp1_pg/3.6)*(I11_vzp_sg-I_ux_sg)+G_dv*(I11_vzp_sv-I_ux_sv))*n_to; _gvpnd_v=D1_ok*(t1_ok*Cp-t_ok*Cp); _ux=t_ux-0.1;}((fabs(Q_gvpnd_g-Q_gvpnd_v)/Q_gvpnd_g)*100>=0.5);}

/*Проверка по балансу мощности паровой турбины*/

Wep=(D_d*(i_ne-i_otb)+D_ok*(H_pt*n_oi))*n_em;/*мощность паровой турбины*/

d=fabs((N_e_pt-Wep)/N_e_pt)*100; /*погрешность расчёта*/

K_p=K_p*(N_e_pt/Wep); /*уточнение коэффициента регенерации*/

}

while(d>=0.5);

/*Расчёт технико-экономических показателей*/

N_sn_pt=2*0.038*Wep; /*мощность механизмов собственных нужд паровой турбины*/

N_sn_gt=0.01*N_el_gt; /* мощность механизмов собственных нужд газовой турбины */

N_sn_pgu=N_sn_pt+N_sn_gt; /* мощность механизмов собственных нужд ПГУ*/

N_pgu_br=2*Wep+N_el_gt; /*мощность ПГУ брутто*/

N_pgu_nt=N_pgu_br-N_sn_pgu; /*мощность ПГУ нетто*/

n_pgu_br=(N_pgu_br*100)/(Q_n_r_gas*(B+2*Bp1_pg/3.6)); /*КПД ПГУ брутто*/

n_pgu_nt=(N_pgu_nt*100)/(Q_n_r_gas*(B+2*Bp1_pg/3.6)); /*КПД ПГУ нетто*/

Комплексный расчет по строительству парогазового блока мощность 400 МВт

Комплексный расчет по строительству парогазового блока мощность 400 МВт

Расчёт затрат на топливо

Расходы на оплату труда

Амортизационные отчисления

Расходы по ремонтному обслуживанию

Прочие расходы

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

1.4 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по проекту блока

Похожие работы на - Комплексный расчет по строительству парогазового блока мощность 400 МВт