3453

Реконструкция Омской ТЭЦ

Дипломная

Архитектура, проектирование и строительство

В данном дипломном проекте предлагается реконструкция Омской ТЭЦ – 3. Реконструкция включает в себя демонтаж двух котлов ТП-230-2 и четырех турбин ПТ-25-3М, с установкой трех ГТУ типа GT8C и трех котлов – утилизаторов. СОДЕРЖАНИЕ Введение...

Русский

2012-11-01

335 KB

154 чел.

В данном дипломном проекте предлагается реконструкция Омской ТЭЦ – 3. Реконструкция включает в себя демонтаж двух котлов ТП-230-2 и четырёх турбин ПТ-25-3М, с установкой трёх ГТУ типа GT8C и трёх котлов – утилизаторов.


СОДЕРЖАНИЕ

Введение             10

  1.  Технологическая часть              12

1.1 Технико-экономическое обоснование ТЭЦ-3      12

  1.  1.2 Перечень существующего оборудования       12
  2.  1.3 Тепловая схема           14
  3.  1.4 Топливо            15
  4.  1.5 Существующее газоснабжение         15
  5.  1.6 Технические решения по реконструкции       15
  6.  1.7 Турбина газовая           16
  7.  1.8 Тепловая схема газотурбинной установки с котлами-
    1.             утилизаторами           18
      1.       1.9 Котлы-утилизаторы           18
        1.      1.10 Водоподготовка           19
  8.  Расчет тепловой схемы энергетической ГТУ       21
  9.  2.1 Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре   21
  10.  2.2 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ   25
  11.  2.3 Определение параметров рабочего тела в газовой турбине    26
  12.  2.4 Расчет энергетических показателей ГТУ       30
  13.  2.5 Определение энергетических показателей

     промышленно-отопительной  ГТУ-ТЭЦ       31

2.6 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ      38

  1.  Автоматизация            46
  2.  3.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики    46
  3.  3.2 Особенности системы управления ГТУ       48
  4.  3.3 Гидравлическая часть системы регулирования      49
  5.  3.4 Расчет сужающего устройства         49
  6.  Охрана окружающей среды         53

4.1 Защита водоемов от сточных вод        53

4.2 Выбросы в окружающую среду         54

4.3 Расчет выбросов вредных веществ        56

4.4 Расчет выбросов оксидов азота         57

   5. Охрана труда            59

5.1 Выписка из трудового кодекса РК от 15 мая 2007 года № 252-II   59

5.2 Анализ условий труда в турбинном цехе ТЭЦ      66

5.3 Характеристика пожарной опасности в ТЦ       66

5.4 Особенности тушения пожаров в турбогенераторах     67

5.5 Профилактические мероприятия направленные на

     предупреждение пожаров ТЦ         67

5.6 Расчет шумовой характеристики двигателя вентилятора горячего

    дутья             68

6. Расчет годовых технико-экономических показателей ТЭЦ     70

  1.  6.1 Расчет абсолютных вложений в новое строительство ТЭЦ    70
  2.  6.2 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ      70
  3.  6.3 Годовые издержки по калькуляционным статьям  в целом поТЭЦ   72
  4.  6.4 Вывод             76

Заключение            78

Список использованных источников        79


ВВЕДЕНИЕ

Омская ТЭЦ – 3 с установленной электрической мощностью 435 МВт и тепловой мощностью 8530,84 ГДж/ч, в том числе из отборов и противодавления турбин 7437,25 ГДж/ч. Обеспечивает паром и теплом “Омский НПЗ” (категорированный потребитель), теплом и горячей водой жилищный сектор Советского и частично Первомайского районов г. Омска, а поэтому требования к техническому состоянию оборудования должны быть повышенными.

Основное тепломеханическое оборудование ТЭЦ-3, первый агрегат пущен в 1954 году, а последний в1964 году, физически и морально устарело. Основная часть оборудования уже выработала свой ресурс (более 250 тыс. часов).

В предыдущие годы поддержание в удовлетворительном состоянии оборудования обеспечивалось за счет систематического проведения капитальных и текущих ремонтов, а также частичной модернизации в целях повышения его экономичности и надежности:

  1.  турбоагрегаты ст. № 1,2,6 и 7 типа ПТ-25-90/3М модернизированы в ПТ25-90/10М с увеличением электрической мощности до 30 МВт и промышленного отбора до 150 т/ч на каждой турбине;
  2.  турбина ст. № 8 типа Р-25 заменена со всем вспомогательным оборудованием на однотипную;
  3.  на турбинах ст. № 11,12 типа ПТ-60-130/13 заменены  ЦВД и ПВД с перемаркировкой их на ПТ-60-130/13;
  4.  на турбине ст. № 10 типа ПТ-60-130/13 заменены ЦВД и ПВД;
  5.  на турбоагрегатах ст. № 9,11 заменены генераторы типа ТВ-60-2 на генераторы типа ТВФ-63-2Е, блочные трансформаторы на трансформаторы типа ТДЦ-80000;
  6.  конденсаторы турбин ст. № 1,2,6 и 7 переведены на ухудшенный
  7.  вакуум для подогрева сетевой воды;
  8.  конденсаторы турбин ст. № 10,11,12 переведены на ухудшенный вакуум для подогрева подпиточной воды.

Тем неменее, перечисленные выше мероприятия, позволившие поднять надежность и экономичность работы оборудования, не решили вопросов кардинальной реконструкции и обновления оборудования, а также удовлетворения современных экологических требований.

Учитывая это, а также принимая во внимание напряженную экологическую обстановку в Омском регионе и имеющееся решение о переводе ТЭЦ-3 на сжигание газового топлива, были выделены приоритетные направления по реконструкции ТЭЦ-3 применение экологически чистых ресурсосберегающих технологий, позволяющие резко поднять экономическую эффективность, снизить вредные выбросы и сократить капитальные вложения.

Проектирование и строительство предполагается произвести в два этапа:

 1 этап – замещающая мощность

 2 этап – реконструкция первой очереди  

В настоящей работе предлагается 1 этап с учетом установки газотурбинного оборудования фирмы АББ:

  1.  три ГТУ типа GT8C, мощностью 50 МВт каждая;
  2.  три котла – утилизатора АО ”Подольский машиностроительный завод” производительностью 105 т/ч каждый;
  3.  блочный щит управления ГТУ и котлами-утилизаторами;

2 этап – реконструкция первой очереди ТЭЦ, будет осуществляться после ввода замещающей мощности. Поэтому технические решения  в настоящей работе детально не рассматривались, а только даны предложения по переводу котлов на пониженные параметры, по замене котельного и турбинного оборудования.

Учитывая повышенные требования к экологической обстановке, принято решение о размещении в машинном зале существующего главного корпуса испарительной установки на месте демонтируемых турбин № 1,2.

Выдача мощности осуществляется по существующей схеме, с имеющимися предельными перетоками мощности по сетям 110 кВ без предъявления новых требований к режимам станции и системной противоаварийной автоматике.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  1.  Технико-экономическое обоснование ТЭЦ

Омская ТЭЦ – 3, установленной электрической мощностью 435 МВт и тепловой 8530,84 ГДж/ч, расположена в Северо – Западном промышленном узле г. Омска и обеспечивает паром и теплом предприятия, в том числе производственное объединение “Омскнефтеоргсинтез” и завод синтетического каучука, а также теплом и горячей водой жилищный сектор Советского и частично Первомайского районов.

Существующий уровень тепловых нагрузок составляет:

в паре на производство - 1420 т/ч; в горячей воде на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение – 3310,1 ГДж/ч.

Потребление пара на производство в течении суток постоянное, в течении года неравномерное. Снижение потребления пара в летний период на 30 %.

Основное оборудование первой очереди ТЭЦ физически морально устарело. Несмотря на ежегодно проводимые ремонтно – восстановительные и реконструкционные работы, котельное оборудование имеет ряд “узких мест”, обусловленных старением металла котлоагрегатов и трубопроводов высокого давления и других элементов, работающих на сернистом мазуте.

Установка двух блоков ГТУ (2хGТ8С+2хКУ) первого пускового комплекса замещающей мощности с последующим выводом на реконструкцию двух котлов ТП-230-2 и демонтажем двух турбин ПТ-25-3М обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико – экономических показателей ТЭЦ за счет использования двух блоков ГТУ в базовой части тепловых нагрузок с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.

Установка третьего блока ГТУ без разрыва по времени после ввода первых двух блоков несколько снижает напряженность работы существующего оборудования  I очереди, обеспечивает возможность вывода из работы еще двух турбин ПТ-25-3М. Улучшение показателей по сравнению с первым пусковым комплексом происходит за счет того, что третий блок ГТУ работает в таком же базовом режиме, как и первые два.

1.2 Перечень  существующего оборудования

Перечень существующего оборудования приведен в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Перечень существующего оборудования

Тип оборудования

Мощность, МВт, т/ч

Давление, МПа

Температура, оС

Год ввода

Окончание таблицы 1.1

Турбоагрегаты

I очередь

ст. №1 ПТ-25-3М

ст. №2 ПТ-25-3М

ст. №3 Р-25-2

ст. №4 Р-25-2

ст. №5 ПТ-25-3М

ст. №6 ПТ-25-3М

ст. №7 Р-25-2

ст. №8 ПТ-60-90

II очередь

ст. №9 ПТ-60-130/13

ст. №10 ПТ-60-130/13

ст. №11 ПТ-60-130/13

ст. №12 Р-50-130/13

Котлоагрегаты

I очередь

ст. №1-10  ТП-230-2

II очередь

ст. №11-14  ТП-82

25

25

25

25

25

25

25

60

60

60

60

50

230

420

8,83

8,83

8,83

8,83

8,83

8,83

8,83

8,83

12,75

12,75

12,75

12,75

9,8

13,73

500

500

500

500

500

500

500

500

560

560

560

560

510

560

1954

1955

1956

1956

1957

1957

1958

1959

1961

1962

1963

1964

1954 -

- 1958

1961 -

- 1964


1.3 Тепловая схема

Строительство ТЭЦ велось в три очереди:

1 очередь – оборудование с параметрами острого пара 9,8 МПа, 510 оС;

2 очередь – оборудование с параметрами острого пара 13,73 МПа, 560 оС;

Тепловая схема первой и второй очереди выполнена с поперечными связями, имеется РОУ между коллекторами острого пара 13,73МПа и 9,8 МПа. Для отпуска пара на производство, с давлением 3 МПа установлены РОУ 9,8/3 МПа.

Теплофикационные отборы турбин “ПТ” подключены на основные сетевые подогреватели и на коллектор пара 0,12 МПа, от которого запитаны подогреватели сырой, водопроводной, химочищенной и химобессоленной воды и атмосферные деаэраторы подпитки котлов и теплосети.

Производственные отборы  турбин “ПТ” и противодавление турбин Р-25 и Р-50 подключены на пиковые сетевые подогреватели и на коллекторы пара 1 – 1,5 МПа, от которых отпускается пар на производство, мазутохозяйство, подогреватели химобессоленной воды перед деаэраторами 0,6 МПа.

Теплофикационные и производственные отборы турбин резервируются соответствующими РОУ.

Подпитка колов ТП-230-2 (9,8 МПа) производится химочищенной водой, колов ТП-82 (13,73 МПа) – химобессоленной водой.

Исходной водой для подпитки котлов является техническая вода, которая перед ХВО подогревается в конденсаторах турбин ст. № 10,11,12 и в подогревателях сырой воды паром 0,12 МПа.

Химочищенная вода после ХВО подогревается в конденсаторе турбины ст. № 6 или в подогревателях химочищенной воды паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных деаэраторах и поступает в систему регенерации турбин “Т”  (8,83 МПа) и деаэраторы 0,6 МПа.

Химобессоленная вода после ХВО подогревается в теплообменниках паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных деаэраторах и поступает в систему регенерации турбины “ПТ” (12,75 МПа) и, частично, через подогреватели химобессоленой воды в деаэратор 0,6 МПа.

Исходной водой для подпитки теплосети является водопроводная вода. Подогрев водопроводной воды перед ХВО подпитки теплосети осуществляется в конденсаторе турбины ст.№9 и подогревателях водопроводной воды паром 0,12 МПа. Деаэрация подпиточной воды производится в атмосферных деаэраторах, в качестве греющего потока в которых используется пар 0,12 МПа. На ТЭЦ установлены аккумуляторные баки горячего водоснабжения 4x3000 м3. подпитка теплосети осуществляется зимними и летними подпиточными насосами. Коллекторной сетевой воды на ТЭЦ не имеется. Сетевая вода подогревается в отдельных группах основных и пиковых подогревателей, которые имеют свои сетевые насосы. Между группами сетевых подогревателей имеются перемычки с секционирующими задвижками. Водогрейные котлы работают в основном режиме.

От первой очереди ТЭЦ обеспечивается теплом и горячей водой жилищный сектор, от второй очереди – промзона.

1.4 Топливо

Основным видом топлива для энергетических и водогрейных колов является природный газ, резервным – мазут М – 40”В”.

Мазут на ТЭЦ – 3 поступает с Омского нефтеперерабатывающего завода по двум  мазутопроводам диаметром 200 мм.

Склад мазута общей емкостью 5000 м3 оборудован тремя приемными подземными резервуарами по 1000 м3 каждый.

Здание мазутонасосной состоит из заглубленной и надземной частей. Заглубленная часть оборудована четырьмя насосами типа 5Н-5х4 с подачей 170 м3/ч, напором 70 м. вод. ст. и служит для перекачки мазута из подземных резервуаров в наземные расходные резервуары. Надземная мазутонасосная оборудована четырьмя насосами типа 8НД-9х3 с подачей 290 м3/ч, напором 270 м. вод. ст. и служит для подачи мазута в котельное отделение.

Для подогрева мазута установлено восемь подогревателей восемь подогревателей типа ТВТ-80 с поверхностью нагрева по 80 м2.

Подача мазута в главный корпус осуществляется  по двум трубопроводам диаметром 200 мм.

Номинальное давление мазута перед форсунками котлов составляет 2,5 МПа.

По действующим нормам технологического проектирования емкость существующего мазутного хозяйства недостаточна для емкости резервного мазутного хозяйства, кроме того его оборудование физически устарело.

1.5 Существующее газоснабжение

Природный газ на ТЭЦ – 3 поступает с ГРП – 1 по газопроводу диаметром 700 мм.

Трасса проложена подземно и надземно на высоких опорах. Длина трассы примерно 6,2 км.

Газ поступает на ГРП, где проходит очистку и двухступенчатое редуцирование. В результате давление газа в ГРП снижается с 1,2 МПа на входе до 0,1 МПа на выходе (давление избыточное). Производительность ГРП – 382000 нм3/ч.

Из ГРП выходят два газопровода среднего давления:

- диаметром 1200 мм. – на 1 очередь строительства ТЭЦ;

- диаметром 1000 мм. – на 2 очередь строительства ТЭЦ.

1.6  Технические решения по реконструкции

Реконструкцию и перевооружение ТЭЦ – 3 предусматривается проводить в два этапа:

Этап 1

Строительство нового главного корпуса для установки в нем трех газотурбинных блоков в составе 3хGТ8С+3хКУ (без дожигания)  разбивкой ввода на два пусковых комплекса:

первый пусковой комплекс - 2хGT8С+2хКУ;

второй пусковой комплекс - 1хGТ8С+1хКУ.

Этап 2

Демонтаж физически и морально устаревшего турбинного и котельного оборудования первой очереди. Планируется демонтировать две турбины ПТ-25-3М ст. № 1,2 и вывести из работы два котла ТП-230-2 (9,8 МПа).

Реализация второго этапа реконструкции может начаться после ввода двух блоков ГТУ.

Срок ввода третьего блока ГТУ должен быть увязан с выполнением второго этапа реконструкции при разработке отдельного ТЭО реконструкции 1 очереди ТЭЦ.

Реализация этих решений будет обеспечивать не только непрерывность монтажа и ввода замещающего основного оборудования, но и надежность теплоснабжения, отпуска пара на производство и энергоснабжения потребителей на всех этапах реконструкции.

1.7 Турбина газовая

GT8C выполнена по схеме простого открытого цикла. Ротор газогенератора и силовой турбины является единым и сочленяется с ротором электрогенератора через редуктор (6200/3000 об/мин). Турбина и компрессор помещены в корпусе, разделенные по горизонтальной плоскости на уровне оси оборудования, представляющая собой в собранном состоянии единый блок.

Для контактирующих с горячим газом деталей существует система воздушного охлаждения с целью поддержания допустимого диапазона температур. Имеется термоизоляция, служащая и как звукоизоляция, для предотвращения попадания тепла в окружающую среду, равномерного распределения тепла на все детали оборудования и изоляции шума.

Камера сгорания установлена в вертикальном положении на корпусе турбины, предусмотрено противоточное охлаждение. Газовая турбина может работать как на газотурбинном, так и на жидком топливе. Имеется возможность переключения с газообразного топлива на жидкое (автоматически) и с жидкого на газообразное (вручную) без прекращения эксплуатации.

В качестве аварийного топлива используется дизельное топливо.

В процессе сжигания жидкого топлива происходит впрыскивание воды  с целью поддержания эмиссии NOx выхлопных газов на низком уровне. Процесс горения неблагоприятных изменений не претерпевает. Генераторный блок присоединяется редуктором к газотурбинному блоку.

Генератор – двухполюсный, трехфазный, синхронный, в полностью закрытом корпусе с воздушным охлаждением. Подача смазки, охлаждающей жидкости и смазочного масла для подшипников обеспечивается системами, обслуживающими газовую турбину.

Всасывающий патрубок выполнен перпендикулярно оси компрессора. Для очистки воздуха перед компрессором предусмотрена одноступенчатая фильтрующая система с высокой степенью фильтрации. Для очистки фильтрующих элементов используется сжатый воздух с давлением от шести до восьми бар. Степень сжатия компрессора равна 15,8.

Компоновка оборудования выполнена для размещения всех агрегатов установки в отдельном боксе. Выход отработавших газов выполняется по оси ротора турбины. Уходящие газы сбрасываются в атмосферу через сбросную дымовую трубу, установленную вне бокса.

Газонепроницаемое соединение между сбросным диффузором и дымовой трубой и компенсация термического расширения обеспечиваются посредствам расширения места соединения, изготовленного из легкого материала. Дымовая труба по всей высоте покрывается звуко-теплоизоляцией. Кроме того в дымовую трубу встроен шумоглушитель.

Характеристика машины дается при стандартных потерях давления по тракту: всасывающий и сбросной тракт в сумме составляют 25 миллибар.

В качестве топлива принят природный газ состава (% по объему): CH4=98,9; C2H6=0,13; C3H8=0,01; CO2=0,08; N2=0,87.

Оборудование поставляется в собранном виде на собственном основании.

Основные показатели GT8C даны при работе турбины с номинальной мощностью при следующих условиях: tнв=+15 °С, Р=0,1013 МПа показаны в таблице 1.2

Таблица 1.2 - Основные показатели работы GT8C

Показатель

Величина

Размерность

Мощность

51,6

МВт

КПД

33,9

%

Расход топлива

3,045

кг/с

Расход уходящих газов

177,4

кг/с

Температура уходящих газов

517

°С

Температура газов на входе

1100

°С

Избыток воздуха

3,309

1.8 Тепловая схема газотурбинной установки с котлами – утилизаторами

Утилизация теплоты выхлопных газов газовых турбин происходит в котлах – утилизаторах для генерации промышленного пара 1,5 МПа, 295 ОС. Схема принята с поперечными связями. Котлы – утилизаторы подключены по промышленному пару на два коллектора, соединенные с соответствующими коллекторами существующей части главного корпуса, от которых пар подается на пиковые сетевые подогреватели и на производство.

Конденсат с производства, конденсат теплообменников и подпиточная химочищенная подогретая вода деаэрируется в атмосферных деаэраторах. Пар в деаэраторы поступает из коллектора пара 0,12 МПа существующей части. Деаэраторы имеют перемычки по пару и воде. Питательная вода с температурой 104  ОС подается в экономайзеры КУ.

Непрерывная продувка котлов после расширителей непрерывной продувки (РНП) направляется без охлаждения на испарительную установку, пар из РНП поступает в коллектор пара 0,12 МПа.

Для глубокого охлаждения газов на выходе из котла на линии рециркуляции газоводяного теплообменника (ГВТО) устанавливаются водоводяные теплообменники, в которых тепло снимается водопроводной водой перед ХВО подпитки теплосети.

1.9 Котлы – утилизаторы

Для утилизации тепла уходящих газов за газовыми турбинами устанавливаются горизонтальные котлы – утилизаторы  АОЗТ “Подольский машиностроительный завод”. Котлы – утилизаторы вырабатывают технологический пар давлением 1,5 МПа, температурой 295 оС и позволяет получать горячую воду для теплоснабжения за счет размещения в котлах газоводянных  теплообменников (ГВТО), включенных в замкнутый контур, тепло от которых снимается в специальных теплообменниках.

Котел выполняется газоплотным. Поверхности нагрева котла выполняются дренируемыми из труб с наружным спиральным оребрением.

За каждым котлом предусматривается установка шумоглушителя, газового плотного клапана и ремонтной заглушки.

Котел – утилизатор горизонтальной компоновки имеет следующие преимущества по сравнению с вертикальным:

- меньшее  аэродинамическое сопротивление газоходов;

- отсутствуют циркуляционные насосы, что упрощает компоновку и схему котла, снижает расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ;

- имеется возможность использования кранового оборудования для монтажа и ремонта котлов.

Техническая характеристика котла-утилизатора горизонтальной компоновки приведена в таблице 1.3

Таблица 1.3 - Техническая характеристика котла – утилизатора

Наименование

Нагрузка ГТУ

100 %

50 %

Температура питательной воды, оC

104

104

Температура наружного воздуха, оC

-20/-30

0

+20

-20/30

0

+20

Температура газов на входе, оC

510

519

526

432

444

458

Расход газов на входе, кг/с

196

186

173

150

142

133

Паропроизводительность, т/ч

105

103

97,7

61,2

60,9

60,2

Температура пара на входе, оC

292

294

297

285

289

293

Давление пара за котлом, МПа

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

Температура уходящих газов, оC

101

99

97

100

97

94

Аэродинамическое сопротивления, Па

1480

1340

1180

888

806

718

Температура газов на входе в ГВТО, оC

159

157

155

164

161

159

Расход воды через ГВТО, т/ч

199

199

199

199

199

199

Температуры на входе/выходе ГВТО, оC

70/121

70/118

70/115

70/126

70/121

70/117

1.10 Водоподготовка

Установка двухступенчатого Na-катионирования с предочисткой предназначена для восполнения потерь пара и конденсата в тепловой схеме ТЭЦ с котлами-утилизаторами давлением 1,5 МПа. Проектная производительность установки подпитки котлов по умягченной  воде составляет 1500 м3/час. Установка была полностью введена в эксплуатацию в 1954-1956 гг.

Источником технического водоснабжения Омской ТЭЦ-3 является сырая вода из р. Иртыш.

Сырая вода от напорных коллекторов насосной станции ОАО ”Сибнефть-ОНПЗ” подается в турбинный цех станции, где во встроенных пучках конденсаторов подогревается до температуры 40С. Подогретая исходная вода насосами сырой воды производительностью 500 м3/ч  и 1080 м3/ч и Н=33-35 м.в.ст. подается по трубопроводам сырой воды на осветлители типа МПС, где подвергается известкованию с коагуляцией. Как резерв, имеется подвод в химический цех холодной сырой воды из промводовода, циркуляционной воды через перемычку в турбинном цехе и воды из пожарного трубопровода. После осветлителей, известково-коагулированная вода поступает в промежуточные баки, откуда перекачивающими насосами подается на механические фильтры (МФ), на которых осуществляется ее полное осветление и поступает на установку Na-катионирования.

Существующая установка выполнена по схеме двухступенчатого Na-катионирования с параллельным включением фильтров. После механических фильтров  осветленная вода направляется на Na-катионитовые фильтры I ступени, после чего попадает в баки умягченной воды. Из баков умягченной воды (БУВ) насосами (НУВ) вода подается на Na-катионитовые фильтры II ступени, после которых направляется в турбинный цех на подпитку котлов-утилизаторов [22].

В качестве фильтрующего материала механических фильтров предочистки применяется  термоантрацит отечественного производства.

Na-катионитовые фильтры I ступени установки загружены отечественным катионитом КУ-1, а фильтры II ступени катионитом КУ-2 [22].

Отмывочные воды после взрыхления механических фильтров и Na-катионитовых фильтров, и регенерационные воды Na-катионитовых фильтров установки подпитки котлов I очереди имеют прямой сброс в промливневую канализацию.


2 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ГТУ

Целью расчета тепловой схемы ГТУ является определение параметров рабочего тела, расхода топлива и энергетических характеристик установки.

Исходные данные расчета:

Основные показатели работы ГТУ в расчетном режиме:

1. Параметры наружного воздуха: К, =0,1013 МПа.

2.Основное топливо – природный газ, имеющий следующие характеристики:

- теплотворная способность =49193 кДж/кг [1];

- плотность =0,723 кг/м3;

- теоретически необходимое количество воздуха для сжигания 1 кг топлива Lo=16,62 кг/кг [1];

- состав (% по объему): CH4=98,9; C2H6=0,13; C3H8=0,01; CO2=0,08; N2=0,87.

3. Физическая частота вращения ротора ГТУ =103,33 1/с [6];.

4. Физический расход воздуха на входе в компрессор =177 кг/с [6];

Нерасчетный режим ГТУ:

1. Параметры наружного воздуха: К, =0,1013 МПа;

2. Начальная температура газов на входе в газовую турбину =1373 К [6].

2.1 Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре

1. Удельная приведенная частота вращения ротора ГТУ:

==1,0366.

2. Приведенная частота вращения ротора ГТУ, 1/с:

107,1

3. Приведенный расход воздуха через компрессор, кг/с:

1,017·177=180

где =1,017 (из конструктивных характеристик).

4. Степень повышения давления в компрессоре:

=15,7 (из конструктивных характеристик).

5. Изоэнтропийный КПД компрессора: =0,853.

6. Давление воздуха на входе в проточную часть компрессора, МПа:

.

Величину потери давления на входе в компрессор рк.вх можно принять из интервала 0,0008 – 0,0013 МПа.

7. Физический расход воздуха через компрессор в нерасчетном режиме, кг/с:

177·1,017·1,0367·(0,1002/0,1003)=186,6.

8. В дальнейшем определяем удельную работу сжатия воздуха в компрессоре и температуру этого воздуха за компрессором. Расчет этих величин можно провести методом последовательных приближений по среднеарифметической величине теплоемкости:

В первом приближении принимаем =655,6 К.

9. Среднеинтегральная  теплоемкость воздуха определяется по формуле, кДж/(кг·К):

=0,9956+92,99·10-6·(Т-273)

Теплоемкость воздуха при равна 0,9951 кДж/(кг·К).

Теплоемкость воздуха при равна сph вых=1,031 кДж/(кг·К).

10. Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур ÷:

сpm= (сph вхph вых ) /2

сpm=1,013 кДж/(кг·К).

11. Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре, кДж/к:

,

где RВ - газовая постоянная воздуха RВ=0,287 кДж/(кг·К).

12. Температура воздуха за компрессором, К:

ТККНВ·.

13. Давление воздуха за компрессором, МПа:

0,1002·15,7=1,573.

14. В тепловой схеме ГТУ предусмотрено охлаждение большинства горячих деталей газовой турбины воздухом, отбираемым из проточной части компрессора. Охлаждаются как сопловые, так и рабочие лопатки проточной части газовой турбины, элементы ротора и статора. Для этой цели выполняются  теплогидравлические расчеты всех элементов системы охлаждения, в результате чего определяют:

- необходимые количества охлаждающего воздуха;

- требуемые давления воздуха, отбираемого для охлаждения из проточной части компрессора и направляемого в соответствующие элементы газовой турбины.

В расчете тепловой схемы GT8C, на основании заводских данных, принимается, что отборы воздуха на охлаждение осуществляются после пятой, девятой и последней 12–й ступени компрессора.

Пользуясь этими данными, рассчитываем параметры воздуха в точках отбора его из компрессора.

А) за пятой ступенью ОК:

GОХЛ.5=2,35 кг/с;

=7,6 – заводские данные.

Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за пятой ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха:

Принимаем в первом приближении:

Т5=514,9 К,

сph5=1,018 кДж/(кг·К)

15.Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур ТНВ ÷Т5, кДж/(кг·К):

сpm 5= (сph вхph 5 ) /2,

сph 5=1,007.

16. Удельная работа сжатия воздуха, кДж/кг:

210,2.

  1.   Температура воздуха за пятой ступенью компрессора, К:

Т5НВ· 513,7.

Б) за девятой ступенью ОК:

GОХЛ.9=5 кг/с;

=10,1 – заводские данные.

18. Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за девятой ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха:

Принимаем в первом приближении: Т9=562,39К,  сph 9=1,022 кДж/(кг·К).

19. Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур

ТНВ ÷Т9, кДж/(кг·К):

сpm 9= (сph вхph 9 ) /2,

сph 9=1,009.

20. Удельная работа сжатия воздуха, кДж/кг:

 250,3.

21. Температура воздуха за девятой ступенью компрессора, К:

Т9НВ· 560,5.

В) за компрессором:

GОХЛ.12=20,5 кг/с – заводские данные.

Ранее были определены величины: =16,7; HК=327,4 кДж/к; ТКК=650,7 К.

Продолжим определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре ГТУ.

22. Расход воздуха за компрессором, поступающий в камеру сгорания ГТУ, кг/с:

GКС=GК – (GУТ + GОХЛ.5+ GОХЛ.9 + GОХЛ.12),

GКС=157,8.

23.  Величину утечек воздуха из уплотнений ротора и другие принимаем из интервала 0,30,5 % от GК, кг/с:

GУТ=0,005·Gк=0,95.

24. Дополнительно определяем:

- долю воздуха, поступающего в камеру сгорания ГТУ:

gКС== 0,845

- долю охлаждающего воздуха:

gОХЛ== 0,149

25. Внутренняя мощность, потребляемая компрессором ГТУ, кВт:

=,

Nik=70481.

26. По температуре воздуха за компрессом определяем энтальпию этого воздуха (ТКК=650,7 К):

hКК=389 кДж/кг.

  1.  

 2.2 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ

Тепловой расчет камеры сгорания предполагает определение необходимого расхода топлива Вгт, расчетного значения избытка воздуха и энтальпии газов на входе в газовую турбину. Эти величины связаны тепловым балансом камеры сгорания. Применительно к 1 кг сжигаемого топлива можем записать:

 

где - КПД камеры сгорания (коэффициент полноты сгорания топлива), который обычно составляет 0,960,99; принимаем =0,99.

Энтальпию газа на входе в газовую турбину находим по величине ТНТ=1373К, кДж/кг:

hНТ=1342.

В рассматриваемом режиме принимаем температуру поступающего в КС природного газа (возможен его предварительный подогрев) TПР.Г=5оС (сПР.Г=2,18 кДж/(кг·К)), тогда энтальпия сжигаемого природного газа, кДж/кг:

hТОПЛПР.Г · tПР.Г=10,898.

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания определяем из уравнения теплового баланса: =2,3.

Расход топлива в камере сгорания ГТУ определяем из выражения теплового баланса КС, кг/с:

ВГТ===3,399.

Относительный расход топлива:

gГТ===0,021.

2.3 Определение основных параметров рабочего тела в газовой турбине

Проточная часть современной газовой турбины обычно состоит из трех ступеней. При уменьшении их количества облегчается осуществление системы охлаждения горячих деталей, но возрастает нагрузка на каждую из ступеней. Расход газов на входе GНТ и их начальное давление рНТ – величины переменные и зависят от режима работы ГТУ. Начальную температуру газов ТНТ в определенных пределах нагрузки поддерживают постоянной за счет соответствующей подачи топлива топливными регулирующими клапанами. Необходимо оговаривать условия ее определения и место, где она фиксирована. Это температура потока газов перед рабочей  решеткой первой ступени лопаток при рНВ=0,1013МПа, ТНВ=288К, dНВ=60%.

На данном этапе расчета тепловой схемы определяем параметры рабочего тела на входе и выходе из газовой турбины.

1. Потеря давления газов в тракте “компрессор – камера сгорания – вход в газовую турбину”:

рК-ГТ=рОК-ГТ··=0,025··=0,0254 МПа.

2. Давление газов на входе в газовую турбину:

рНТ = рКК - рК-ГТ=1,673 – 0,0254=1,6476 МПа.

3. Расход газов на входе в газовую турбину:

GНТ = GКСГТ =157,8+3,399=161,99 кг/с.

4. Коэффициент сопротивления выхлопа газов за ГТУ при ее работе в автономном режиме обычно составляет = 0,03÷0,05.

Применительно к GT8C: =0,03 (заводские данные).

5. Давление газов за ГТУ, МПа:

 

рКТНВ·(1+),

рКТ=0,1013·(1+0,03)=0,1043.

6. Степень расширения газов в проточной части ГТ:

=,

==16.

Поток  рабочего тела через проточную часть ГТ можно условно разделить на две составляющие, которые объединяются в итоге в один суммарный расход газов. Первая из составляющих – это газы, которые с начальной температурой ТНТ расширяются в проточной части до температуры на выхлопе ТКТ. Вторая – охлаждающий воздух, который подается в турбину из проточной части компрессора, затем сбрасывается в поток газов и условно охлаждается до температуры ТКВ. В итоге, смешение этих составляющих приводит к образованию суммарного расхода рабочего тела с температурой ТСМ.

7. Газовая постоянная:

а) газовая постоянная чистых продуктов сгорания (ЧПС):

RЧПС=·+·+·,

где = 0,1899 кДж/(кг·К);

= 0,0936;

= 0,4615 кДж/(кг·К);

= 0,2016;

= 0,2968 кДж/(кг·К);

=0,7048.

RЧПС= 0,32 кДж/(кг·К).

б) доля воздуха в потоке газов ГТ определяется отношением  количества воздуха, не участвующего в процессе горения к сумме 1 кг топлива и общего количества воздуха, поступающих в камеру сгорания ГТУ:

gВ= == 0,551;

в) газовая постоянная  рабочего тела в ГТ, кДж/(кг·К):

RГ= RЧПС·(1-gВ)+RВ·gВ,

RГ =0,32·(1-0,604)+0,287·0,604 = 0,302.

8. Определение среднеарифметической величины теплоемкости:

В первом приближении принимаем: Ткт=810,95 К.

Среднеинтегральная теплоемкость для различных компонентов продуктов сгорания и воздуха:

= 0,8298+377,56·10-6·(Т-273),

= 1,8334+311,08·10-6·(Т-273),

= 1,0241+88,55·10-6·(Т-273),

= 0,9956+92,99·10-6·(Т-273).

Среднеинтегральная теплоемкость чистых продуктов сгорания:

сph ЧПС= · + · + · =1,24 кДж/(кг·К).

Среднеинтегральная теплоемкость газов (с учетом избытка воздуха):

сph Г= сph чпс·(1-gв) + ·gв = 1,117 кДж/(кг·К),

сph Г ВХ =1,167 кДж/(кг·К),

сph Г ВЫХ=1,117 кДж/(кг·К).

Среднеарифметическая величина теплоемкости газов в интервале температур ТНТТКТ:

cpm г= (сph Г ВХ+ сph Г ВЫХ)/2 = 1,142 кДж/(кг·К).

9. Температура газов за ГТ без учета влияния охлаждающего воздуха, К:

ТКТ= ТНТ·

Для современных ГТУ значения КПД проточной части ГТ находятся в пределах = 0,9÷0,94. В рассматриваемом режиме принимаем КПД проточной части ГТ, пользуясь заводскими данными:

= 0,9083.

10. Определение теплоемкости смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ.

В соответствии с рекомендациями, значение температуры охлаждающего воздуха в конце проточной части ГТ принимается в пределах: ТКВ= =(0,80÷0,82)·ТКТ. В данном случае принято:

ТКВ= 0,82·ТКТ=664,98 К,

среднеинтегральная теплоемкость воздуха при этой температуре:

сph В= 1,066 кДж/(кг·К).

Теплоемкость смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газов, кДж/(кг·К):

ср СМ= ,

ср СМ 1,11.

11. Определение температуры смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ. Температуру смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газа, К:

ТСМ=

ТСМ =.

12. Избыток воздуха в смеси газов за газовой турбиной:

 2,7

13. Содержание окислителя в смеси за ГТ, %:

13,2.

14. Определение внутренней мощности ГТ.

Внутренняя мощность газовой турбины на основе последовательного газодинамического расчета ступеней ее проточной части с использованием соответствующих методик. Фирмы и организации производители ГТУ пользуются собственными методиками, в которых учтены  конструктивные особенности установки, материал лопаток и технология их изготовления, система охлаждения и пр. В данном расчете внутренняя мощность ГТ определена с использованием метода предложенного заводом изготовителем:

=129767 кВт.

2.4 Расчет энергетических показателей ГТУ

1. Электрическая мощность ГТУ:

 

= 57400 кВт.

 

где механические КПД и ОК:  

КПД электрогенератора ГТУ:

2. КПД ГТУ по производству электроэнергии (брутто):

 

0,3432.

3. КПД ГТУ по производству электроэнергии (нетто):

0,3253.

 

- доля расхода электроэнергии на собственные нужды ГТУ:

 

Эсн=0,04+0,012=0,052.

  1.  2.5 Определение энергетических показателей промышленно – отопительной ГТУ – ТЭЦ

В принципиальной тепловой схеме ГТУ – ТЭЦ выхлопные газы после ГТУ поступают в котел – утилизатор, в котором генерируется технологический пар и подогревается сетевая вода.

В котле – утилизаторе имеются две группы поверхностей нагрева: первая, где генерируется технологический пар и вторая, по ходу газов, для подогрева сетевой воды. Предусмотрен байпасный газоход регулирования тепловой нагрузки отдельных частей КУ.

В схеме генерации технологического пара имеется экономайзер, испарительный контур с принудительной циркуляцией рабочего тела и с барабаном, а также пароперегреватель. Основная часть перегретого пара поступает к потребителю с заданными параметрами. Вследствие изменения параметров выхлопных газов ГТУ под действием различных факторов, будут меняться и параметры перегретого пара за котлом – утилизатором. Поэтому, для регулирования параметров отпускаемого потребителю пара, предусмотрен впрыск питательной воды, отбираемой за питательным насосом установки.

Деаэратор питательной воды (ДПВ) обеспечивает деаэрацию и подогрев обратного конденсата производства, а также добавочной воды для компенсации внутренних и внешних потерь и работает на паре КУ.

Во второй части котла – утилизатора установлен газоводяной теплообменник (ГВТО) для последующего охлаждения выхлопных газов ГТУ за счет подогрева сетевой воды отопительной системы. Предусмотрен насос рециркуляции (НРЦ) части подогретой в ГВТО сетевой воды для стабилизации ее температуры на входе в КУ. В схему сетевой установки ТЭЦ включен пиковый подогреватель сетевой воды (пиковый бойлер), работающий на перегретом паре КУ. Это улучшает регулировочные характеристики ГТУ – ТЭЦ.  

Исходные данные:

- электрическая мощность в автономном режиме =57400 кВт;

- параметры выхлопных газов: расход GКТ=189 кг/с

                                                   температура θКТ=518 оС

                                                   давление рКТ=0,1043 МПа

                                                   энтальпия hКТ=561 кДж/кг

                                                   избыток воздуха αКТ=2,7

-расход топлива ВГТ = 3,399 кг/с

Заданы параметры технологического пара на выходе ГТУ – ТЭЦ:

П=1,47 МПа, tП=350 оС.

Приняты давление в деаэраторе рД=0,12 МПа, параметры обратного конденсата производства tОК=100 оС, hОК=419 кДж/кг, доля возврата конденсата αОК=0,9, график сетевой воды потребителя: tПС=130 оС, tОС=55 оС.

Внутренние и внешние потери рабочего тела восполняются из ХВО водой с температурой  tДЕ=40 оС.

Природный газ  поступает на ТЭЦ по двум независимым газопроводам с давлением в магистрали рМ=0,5 МПа при температуре tМ= 4 оС. Подача природного газа в камеры сгорания ГТУ осуществляется с помощью дожимающего компрессора газового распределительного пункта. Компрессор приводится в действие электродвигателем и имеет КПД ηДК=0,80.

  1.  2.5.1 Тепловой расчет котла – утилизатора

“Q – t” представлена на рисунке 1.

Рисунок 1 - “Q – t” диаграмма

Расчет начинаем с составления уравнений тепловых балансов парогенерирующей части КУ и составления “Q – t” диаграммы для КУ. Для этой цели принимаем с определенным запасом давление перегретого пара и оцениваем гидравлическое сопротивление пароперегревателя МПа. Это позволяет определить температуру насыщения в барабане КУ. Задаемся температурным напором на “горячем” конце пароперегревателя ΘПЕ=  θКТ – tПЕ=20÷30  оС, температурным напором на “холодном” конце испарителя  ΘИ= θ2 – t=8÷10 оС, а так же некоторым запасом по температуре воды за экономайзером 8÷12 оС (защита от вскипания жидкости).

Использованы следующие уравнения теплового баланса:

GКТ·(hКТ – h1)·φ = DПЕ·(hПЕ - h) = QПЕ,

GКТ·(h1 – h2)·φ = DПЕ·(h - h) = QИ,

GКТ·(h2 – h3)·φ = DПЕ·( h– hПН) = QЭК.

Коэффициент сохранения теплоты в КУ принимаем φ=0,994÷0,996.

Продувкой воды в барабане пренебрегаем.

При решении этих уравнений задаемся расходом генерируемого перегретого пара DПЕ, так чтобы обеспечивать принятые выше температурные напоры. Контрольным является и значение температуры газов за экономайзером  θ3=tПЕ3. Температурный напор принимаем в пределах Θ3= 30÷40  оС.

Из теплового баланса смесителя уточняем величину впрыска Dвпр, обеспечивающего заданные параметры технологического пара.

В расчете определено:

DПЕ=24,5 кг/с, рПЕ=1,52 МПа, tПЕ=493 оС,

DВПР=3,42 кг/с, рБ=1,72 МПа, t=204,9 оС,

ΘПЕ= 28  оС,   ΘИ= 9,1  оС,  tПН=108 оС,   t=196,9 оС.

  1.  

2.5.2 Тепловой расчет ГВТО

Расчет выполняем, используя уравнение теплового баланса:

GКТ·(hПР – hУХ)·φ=GГВТО·(h- h)=QГВТО

Температура сетевой воды принята t= 60 оС, t= 100 оС, соответственно h=252,2 кДж/кг, h=420,3 кДж/кг. Это позволяет определить количество рецеркулирующей воды и общее количество воды, проходящей через ГВТО:

GГВТО=GСВ+GРЕЦ=GСВ·.

Принимаем температуру уходящих газов за КУ θУХ=80÷100 оС из уравнения теплового баланса рассчитываем расход сетевой воды GСВ. В результате расчета получено:

Θ1=443,3 оС,     h1=481,6 кДж/кг;

Θ2=213,6 оС,     h2=226,8 кДж/кг;

Θ3=165,4 оС,     h3=174,8 кДж/кг;

ΘУХ=100 оС,       hУХ=105,1 кДж/кг;

GСВ=69,25 кг/с,  hОС=230,6 кДж/кг.

2.5.3 Тепловой баланс пикового сетевого подогревателя

Составим уравнение теплового баланса пикового сетевого подогревателя:

GСЕ·(hПС – h) = DПЕ·(hПЕ – hДР)·η.

В расчете принято: tДР=100 оС, η=0,998 и определено:

 

DПБ=2,87 кг/с, hПС=546 кДж/кг.

2.5.4 Тепловой расчет деаэратора питательной воды

Материальный баланс деаэратора (продувкой  барабана КУ пренебрегаем):

 

DПЕ+ DВПР= D+ DОК+ DДЕ+ DПБ,

DОК=0,9· DПЕ и  DДЕ=0,1·DП

Тепловой баланс деаэратора:

(DПЕ+DВПР)·h=D·hПЕ+ DОК·hОК+ DДЕ·hДЕ+ DПБ·hДР

В расчетном режиме определено: D=0,38 кг/с, DП=24,68 кг/с, DОК=22,21 кг/с, DДЕ=2,47 кг/с.

В итоге определяем количество теплоты отпускаемой на ГТУ – ТЭЦ внешним потребителям:

- c технологическим паром: QП=DП·hП – DОК·hОК=67090 кВт;

- с сетевой водой: QП=GСВ·(hПС – hОС) = 21839 кВт.

2.5.5 Конструкторский расчет котла – утилизатора

Котел – утилизатор горизонтальной компоновки. Использована стандартная секция поверхности нагрева с оребренными трубами.

Составляем уравнения теплопередачи поверхностей нагрева КУ, для которых ранее определены количества теплоты по тепловому балансу:

QПЕ=kПЕ·FПЕ·,

QИ=kИ·FИ·,

QЭК=kЭК·FЭК·,

QГВТО=kГВТО·FГВТО·.

В результате расчета определено:

кП=30 Вт/м2град,   =98,2 оС;       kЭК=40 Вт/м2град,   =33,3 оС;

кИ=40 Вт/м2град,   =83,9 оС;     kГВТО=40 Вт/м2град,   =51,7 оС.

Число стандартных секций в одном ряду КУ по ходу газов b = 4 и рассчитываем поверхность нагрева стандартной секции (dн= 30 мм; hРЕБ= 11 мм; bРЕБ= 7 мм; δРЕБ= 2 мм.): FСЕК= 647,5 м2.

В соответствии с конструктивной схемой справедливо соотношение:

F=b·z·FСЕК,

где z – число рядов секций по ходу газов соответствующей поверхности нагрева.

В результате расчета определено:

FПЕ= 5180 м2,    zПЕ= 2,    bПЕ= 4;

FИ 15540 м2,     zИ= 6,    bИ= 4;

FЭК= 2590 м2,    zЭК= 1,    bЭК= 4;

FГВТО= 7770 м2,    zГВТО= 3,  bГВТО= 4.

Суммарная поверхность КУ: FКУ= 31080 м2,

Число рядов секций по ходу газов: zКУ=12.

2.5.6 Аэродинамический расчет котла – утилизатора

Расчет выполняем  с целью определения аэродинамического сопротивления КУ и влияния этого сопротивления на мощность ГТУ в режиме ее работы в схеме ГТУ – ТЭЦ.

1.Площадь свободного сечения для прохода газов ГТУ через КУ, м2:

,

где bКУ – ширина газохода КУ в расчетном сечении, = S1/dН, S1=72 мм, S2=85 мм.

2. Скорость газов, м/с:

WГ= GКТ/(FСВ·ρТ),

WГ = 189/(58,79·0,723) = 4,45.

3. Аэродинамическое сопротивление первого ряда секций, Па:

 

158.

4. Аэродинамическое сопротивление КУ (zКУ=12), Па:

2008.

5. Коэффициент снижения электрической мощности ГТУ:

.

6. Электрическая мощность ГТУ при ее работе в схеме ГТУ – ТЭЦ, кВт:

N = КN·N= 0,989·57400 = 56769.

2.5.7 Определение энергетических показателей промышленно – отопительной ГТУ – ТЭЦ

  1.  Доля теплоты, отнесенная на внешнего потребителя:

  1.  Доля топлива, отнесенная на производство электрической энергии:

“физический” метод:

“пропорциональный” метод:

 

где - КПД котельной для отпуска теплоты.

  1.  Доля топлива, отнесенная на производство и отпуск тепловой энергии:

  1.  КПД ГТУ – ТЭЦ  по производству электроэнергии:

где - соотношение КПД при раздельном производстве электрической и тепловой энергии.

  1.  Расход электроэнергии на привод дожимающего компрессора природного газа:

- требуемое давление перед камерами сгорания ГТУ, МПа:

 

РГ= Р·(1,3 ÷ 1,5),

РГ = 2,0·1,4 =2,8.

- мощность электропривода дожимающего компрессора, МВт:

 

.

  1.  Расход электроэнергии на собственные нужды ГТУ – ТЭЦ, МВт:

.

  1.  Доля расхода электроэнергии на собственные нужды:

  1.  КПД ГТУ – ТЭЦ по производству электроэнергии (нетто):

 ;

  

9.Удельный расход условного топлива (нетто) на производство электроэнергии, г/(кВт·ч):

;

.

10. Коэффициент использования теплоты сгорания топлива (полный КПД ГТУ – ТЭЦ):

 

2.6 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ

1. Годовая выработка электроэнергии ТЭЦ, млн.кВт·ч:

565·7000= 3960 млн.кВт·ч,

в том числе от 3-х блоков ГТУ:

171·8300= 1420 млн.кВт·ч.

  1.  Отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ:

 

Q=40400 тыс.ГДж,

в том числе от трёх блоков ГТУ:

Q=6788 тыс.ГДж.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ:

(10/100)·3960=396 млн.кВт·ч,

где 10 % - удельный расход электроэнергии на собственные нужды.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск теплоты:

Э=·Q=6,3·40400=258 млн.кВт·ч,

где =6,3 кВт·ч/ГДж – удельный расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску теплоты.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на выработку электроэнергии:

 

млн.кВт·ч.

  1.  Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии:

==3,5%.

  1.  Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

=3960-396=3564 млн.кВт·ч.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ:

(4,9/100)·3960=70 млн.кВт·ч,

где 4,9 % - удельный расход электроэнергии на собственные нужды.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск теплоты:

Э=·Q=4,8·6788=32,4 млн.кВт·ч,

где =4,8 кВт·ч/ГДж – удельный расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску теплоты.

  1.   Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на выработку электроэнергии:

=- =70-32,4=37,6 млн.кВт·ч.

  1.  Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии:

==2,6%.

  1.   Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

=1420-70=1350 млн.кВт·ч,

2.6.1 Расчет годового расхода условного топлива по ТЭЦ в целом

  1.  Годовой расход условного топлива на турбины ПТ-60-130/13:

=(4·4·7200+0,065·2800·103+0,0153·6940·103+0,325·1400·103)·0,96=

=974 тыс.тут,

где =0,96 поправочный коэффициент при работе ТЭЦ на газе;

Д - годовой расход пара производственных отборов турбин. Д=·=400·7000=2800 тыс.т.;

Д - суммарный часовой отпуск пара на производство. Д=400 т/ч;

- число часов использования в течении года производственной нагрузки, =6800 ч;

Q - годовой отпуск теплоты для производственных целей, Q= Д·i=2800·2,6=7280 тыс.ГДж;

- годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин, =·=1246·5570=6940 тыс.ГДж;

- суммарный часовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин, =1246 ГДж/ч;

- число часов использования в течении года отопительной нагрузки отборов, =5570 ч.

  1.  Годовой расход условного топлива на турбины ПТ-25-90:

Общий расход тепла на турбины:

=2·7·8000+2,25·265·103-1,37·393·103+1096·103=5304 тыс.ГДж

где +=662+454=1096 тыс.ГЖд;

 =0,265·+0,48·=0,265·662+0,48·454=393 тыс.МВт;

 2·25·7000=265 тыс.МВт·ч.

Годовой отпуск теплоты для производственных целей:

= ·=2·0,9·46·8000=2773,78 тыс.ГДж.

Суммарный часовой отпуск теплоты из производственных отборов турбин:

=192,74 ГДж/ч.

Число часов использования в течении года производственной нагрузки :

=8000 ч.

Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин:

=·=2·0,9·192,74·8000=1902,26 тыс.ГДж.

Суммарный часовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбин:

=263,97 ГДж/ч.

Число часов использования в течении года отопительной нагрузки отборов:

=8000 ч.

Годовой расход топлива на турбины:

===154 тыс.тут,

где =0,96 поправочный коэффициент при работе ТЭЦ на газе.

  1.  Годовой расход условного топлива на турбины Р-50-130/13 и Р-25-90:

Общий расход тепла на турбину Р-50-130/13:

=0,9+0,87·NТ+=0,9·8000+0,87·350·103+1555·103=7822 тыс.ГДж.

Годовой отпуск теплоты для производственных целей:

= 0,9·905,04·8000=416988,8 тыс.ГДж.

Суммарный часовой отпуск теплоты из производственных отборов турбин:

 

=905,04 ГДж/ч

Число часов использования в течение года производственной нагрузки:

 

=8000 ч.

Общий расход тепла на турбины Р-25-90:

=0,65+0,88·+=

=3·0,65·8000+0,88·525·103+2203·103=11987 тыс.ГДж.

Годовой отпуск теплоты для производственных целей:

= =(3·0,9·102·8000)·4,19=9230,57 тыс.ГДж.

Суммарный часовой отпуск теплоты из производственных отборов турбин:

=427,38 ГДж/ч

Число часов использования в течении года производственной нагрузки:

=8000 ч.

Общий расход тепла на турбины Р-50-130/13 и Р-25-90:

=(1867+2681)·4,19=19056,12 тыс.ГДж.

Годовой расход топлива на турбины Р-50-130/13 и Р-25-90:

 

==781 тыс.тут,

где КПОПР=0,96 поправочный коэффициент при работе ТЭЦ на газе.

  1.  Годовой расход условного топлива ГТУ:

тыс.тут.

  1.  Общий годовой расход условного топлива по ТЭЦ:

974+781+154+487=2396 тыс.тут.

2.6.2 Расчет удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и теплоты

  1.  Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учета расхода электроэнергии на собственные нужды:

===1597 тыс.тут,

где значение КПД котла находится в пределах 0,9÷0,94.

  1.  Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

=-=2396-1597=799 тыс.тут.

  1.  Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом  электроэнергии на собственные нужды, отнесенной на отпуск теплоты:

=+·=1597+209·10-6· 258·103=1651 тыс.тут,

где гут/кВт·ч.

  1.  Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учетом собственных нужд, приходящихся на производство электроэнергии:

-=2396-1651=745 тыс.тут.

5.Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

= =209 гут/кВт·ч.

6.Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты:

== =40,8 кгут/ГДж.

  1.  Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учета расхода электроэнергии на собственные нужды:

===266 тыс.тут,

где значение КПД котла ориентировочно находится в пределах 0,9÷0,94.

  1.  Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

 

=-=487-266=221 тыс.тут.

  1.  Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом  электроэнергии на собственные нужды, отнесенной на отпуск теплоты:

 

=+·=266+151,7·10-6· 32,4·103=271 тыс.тут,

где ===151,7 гут/кВт·ч.

10.Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учетом собственных нужд, приходящихся на производство электроэнергии:

 

=-=487-271=216 тыс.тут.

11. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии:

= =151,7 гут/кВт·ч.

12. Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты:

 

===39 кгут/ГДж.

13.КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии:

===59 %.

14.КПД ТЭЦ по отпуску теплоты:

==83 %.

15.Коэффициент использования топлива:

===76 %.

3 АВТОМАТИЗАЦИЯ

3.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики

Автоматизация - это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировке, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действием. Если автоматизация облегчает физический труд человека, то автоматизация имеет цель облегчить так же и умственный труд. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению (нагрузке). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.

Автоматизация параметров дает значительные преимущества:

  1.  обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности его труда,
  2.  приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала,
  3.  повышает безопасность труда и надежность работы оборудования,

4) увеличивает экономичность работы турбины.

Автоматизация бойлерных установок включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление и теплотехнический контроль.

Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать турбогенератор, а так же переключать и регулировать ее механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.

Теплотехнический контроль за работой котельной осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в установке, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещают на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.

Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов турбогенератора, а так же в случаях срабатывания технологической защиты. Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании турбины, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.

Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и т.п.), предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяются звуковая и световая сигнализация.

Эксплуатация оборудования котельной должна обеспечивать надежную и эффективную работу и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требований эксплуатация должна вестись в точном соответствии с законоположениями, правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" Госгортехнадзора, "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей", "Правилами технической эксплуатации теплоиспользующих установок и тепловых сетей" и др.

На основе указанных материалов для котельной должны быть составлены должностные и технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п. Должны быть составлены технические паспорта на оборудование, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов различного назначения. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.

Эксплуатация котельной производится по производственным заданиям, составляемым по планам и графикам выработки теплоэнергии, расхода электроэнергии на собственные нужды, обязательно ведется оперативный журнал, в который заносятся распоряжения руководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так же ремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах и мероприятиях по их устранению.

Должны вестись первичная отчетность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчетность, включающая обобщенные данные по установке за определенный период. Каждой установке присваивается свой номер, все коммуникации окрашиваются в определенный условный цвет, установленный ГОСТом. Установка котлов в помещении должна соответствовать правилам Госгортехнадзора, требованиям техники безопасности, санитарно-техническим нормам, требованиям пожарной безопасности.

3.2 Особенности системы управления ГТУ

Для обеспечения нормальной эксплуатации при всех существующих (номинальном, переменных и переходных) режимах газотурбинная установка имеет систему управления, регулирования, защиты.

В современных крупных ГТУ используются автоматизированные системы управления (АСУ), выполняющие следующие функции:

1) автоматическое и дистанционное управление пуском, нагружением, разгружением и остановкой ГТУ;

2) регулирование (поддержание на задаваемом уровне или в заданных пределах) следующих параметров:

- частоты вращения турбоагрегата с заданной степенью неравномерности;

- температур газа за турбиной и перед ней;

- активной нагрузки электрического генератора;

- режима работы компрессора на необходимом удалении от границы помпажа;

3) защиту ГТУ: отключение и остановку при аварийных ситуациях, из которых наиболее серьезными являются:

- недопустимое повышение температур перед газовой турбиной и за ней;

- недопустимое повышение частоты вращения ротора;

- недопустимое падение давления масла для смазки подшипников;

- недопустимый осевой сдвиг ротора;

- погасание факела в камере сгорания;

- приближение к границе помпажа компрессора;

- недопустимое повышение виброскорости шеек ротора и/или корпусов подшипников.

АСУ современной энергетической ГТУ выполняется, как правило, электрогидравлической, в нее входит электрическая часть (ЭЧСР) на микропроцессорной базе и гидравлическая часть (ГЧСР).

Как видно, функциональные задачи и структура АСУ ГТУ во многом аналогичны задачам и структуре АСУ паровых турбин.

Имеющиеся отличия связаны с особенностями ГТУ как объекта регулирования. Перечислим главные из этих особенностей.

  1.  По сравнению с паровыми турбинами в ГТУ для управления машиной требуются меньшие размеры стопорных и регулирующих клапанов, меньшие размеры и перестановочные усилия сервомоторов, и при этом проще обеспечивать большее их быстродействие.
  2.  Регулирование режима ГТУ производится воздействием на регулирующие топливные  клапаны, подающие топливо непосредственно в камеру сгорания, что обуславливает существенно меньшую, чем в котле ПТУ, инерционность процесса подвода теплоты к рабочему телу в камере сгорании ГТУ. В ГТУ имеется возможность быстрого изменения температуры газа перед турбиной. Это придает особую важность регулированию температуры газа перед турбиной и за ней.
  3.  ГТУ весьма чувствительна к изменению атмосферных условий, в особенности к изменению температуры воздуха на входе в компрессор.

Система регулирования мощности должна обеспечивать требуемые режимы работы ГТУ для любых реально возможных параметров наружного воздуха с достаточной надежностью.

  1.  Для ГТУ имеется опасность возникновения помпажа компрессора. Для надежной работы ГТУ необходимо, чтобы на всех возможных режимах помпаж компрессора был безусловно исключен с некоторым определенным запасом по отношению к границе помпажа.
  2.  Для пуска ГТУ необходима предварительная раскрутка ротора при помощи пускового устройства.

АСУ современных ГТУ включают составляющие части, обеспечивающие функционирование установки с учетом названных ее особенностей.

3.3 Гидравлическая часть системы регулирования

Перемещение регулирующих клапанов турбины осуществляется по сумме воздействий, большинство которых формируется в ЭЧСР. В гидравлической части системы регулирования (ГЧСР), при номинальной частоте вращения ротора турбины давление масла в импульсной и сливной линиях одинаковое. При повышении частоты вращения ротора турбины высокого давления увеличится частота вращения регулятора скорости.

Давление масла в импульсной линии возрастет, что приведет к увеличению давления масла в трансформаторе давления, золотник которого поднимется в крайнее верхнее положение. Окна в буксе трансформатора давления будут закрыты, что не приведет к выравниванию давления между импульсной и сливной линией. Так как давление масла в импульсной линии возросло, в работу включится отсечной золотник, который при увеличении давления поднимется в крайнее верхнее положение, что приведет к закрытию сливных окон золотника, открытию сливного окна верхней камеры сервомотора  при одновременном открытии сливного окна в буксе отсечного золотника и слива силового масла в нижнюю камеру сервомотора.

Цилиндрический золотник (поршень) сервомотора начнет перемещаться в верхнее положение, что приведет к частичному закрытию регулирующих клапанов, т.е. уменьшению подачи газа в камеру сгорания.

3.4 Расчет сужающего устройства

Задано:

1) измеряемая среда: природный газ;

2) наибольший измеряемый расход

3) средний измеряемый объемный расход

4) температура газа перед сужающим устройством

5) внутренний диаметр трубопровода перед сужающим устройством при температуре 20ºС

6) материал трубопровода – сталь марки 20

Результаты расчета сужающего устройства сведены в таблице 3.1

Таблица 3.1- Результаты расчета сужающего устройства

Определяемая величина

Формула, номера рисунков, приложений и

таблиц.

Результат, числовой расчет

1

2

3

Выбор сужающего устройства и дифманометра

Тип сужающего устройства

Диафрагма камерная. Материал – сталь Х17.

Тип и разновидность дифманометра

Дифманометр мембранный ДМ.

Верхний предел измерения дифманометра, м3

Qпред=Q0max

150

Определение недостающих для расчета данных

Абсолютное давление газа перед диафрагмой,

кгс/см2

Р

0,3

Плотность при нормальных условиях, кг/м3

ном

1,24

Динамическая вязкость газа, кгс·сек/м2

μ

1,85 ·10-6

Коэффициент расширения газа

0,842

Определение номинального перепада давления дифманометра

Вспомогательная величина

Предельный номинальный перепад давления, кгс/см2

РН

25

Приближенное значение модуля

m

0,28

Продолжение таблицы 3.1

Определение числа Рейнольдса

Число Рейнольдса

Минимальное допустимое число Рейнольдса

Remin

Remin=10000, т.к. Re>Remin расчет продолжаем.

Граничное значение числа Рейнольдса

Reгр

Reгр=16000, т.к. Re>Reгр, то нет надобности учитывать погрешность коэффициента расхода, расчет продолжаем.

Наибольший перепад давления в диафрагме, кгс/см2

ΔP=ΔPн

25

Вспомогательная величина та

Вспомогательный коэффициент α

+0,0029·m1,25·]

·[0,0312·0,281,05-0,184*0,284+

+0,0029·0,281,25 ·

*]=

=0,639

Модуль диафрагмы, т

m = 

Поправочный множитель на тепловое расширение материала трубопровода

Kt"

1,0001

Диаметр отверстия диафрагмы при t=20оС, мм

d20=

Окончание таблицы 3.1

Проверка расчета

Коэффициент расхода

α

0,639

Диаметр отверстия диафрагмы  при температуре

t= 20ºC, мм

           

95,917

             

Расход, соответствующий наибольшему перепаду давления, м3

                            

4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Защита водоемов от сточных вод

Эксплуатация тепловых электрических станций связана с использованием большого количества воды. Основная часть воды (больше 90%) расходуется в системах охлаждения различных аппаратов: конденсаторов турбин, масло- и воздухоохладителей, движущихся механизмов.

К сточным водам относится любой поток воды, выводимый из цикла электростанции. На любой ТЭС образуются сточные воды, содержащие мазут, который попадает в них из главного корпуса, гаражей, открытых распредустройств, маслохозяйств.

Снижение отрицательного влияния ТЭС на водоемы осуществляется следующими основными путями: очисткой сточных вод перед их сбросом в водоемы, организацией необходимого контроля; уменьшением количества сточных вод вплоть до создания бессточных электростанций; использованием сточных вод в цикле ТЭС; усовершенствованием технологии самой ТЭС.

Для прекращения сброса стоков непосредственно в открытый водоём и сокращения сбросов предусматривается следующая очистка стоков:

  1.  шламовые стоки от осветлителей направляются на шламоуплотнительную установку, осветленные стоки повторно используются в производстве;
  2.  стоки от обмывки котлов нейтрализуются, обезвреживаются и повторно используются в производстве;
  3.  стоки от химических очисток котлов нейтрализуются, обезвреживаются и направляются в баки-усреднители с последующим сбросом на очистные сооружения Северо-Западного промузла;
  4.  стоки от обессоливающей установки нейтрализуются в баках-нейтрализаторах, направляются в баки-усреднители с последующим сбросом на очистные сооружения биологической очистки;
  5.  стоки, загрязнённые нефтепродуктами и мехпримесями, сбрасываются на очистные сооружения ОАО «Сибнефть – ОНПЗ»;
  6. отмывочные воды от взрыхления и регенераций всех фильтров конденсатоочистки, а также стоки от мазутного хозяйства сбрасываются в канализацию замазученных вод, откуда направляются на очистные сооружения ОНПЗ;
  7. для исключения сброса циркводы предусматривается использование её в качестве исходной на ХВО подпитки котлов;
  8. дождевые стоки и талые воды собираются в пруды-отстойники, осветлённые стоки используются для подпитки цирксистемы;
  9. неутилизированные засоленные стоки направляются в баки-усреднители с последующим сбросом на очистные сооружения биологической очистки Северо-Западного промузла;
  10. хозбытовые стоки с площадки ТЭЦ-3 также отводятся на очистные сооружения биологической очистки;
  11. стоки с обволовки резервуаров с мазутом дождевые стоки сбрасываются в пруды-отстойники сбора дождевых стоков с территории ТЭЦ-3.

4.2 Выбросы в окружающую среду

Процесс горения топлива в КС энергетических ГТУ сложнее, чем в топочных камерах обычных энергетических установок.

При относительно невысоких температурах химическая реакция горения протекает достаточно медленно, а потребление кислорода во много раз меньше возможности его доставки к фронту пламени, который отделяет топливовоздушную смесь  от продуктов сгорания.

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

Источником образования оксидов азота служит азот воздуха и топлива. В атмосферном воздухе содержится 78,1% азота по объему.

Азот является составной частью рабочей массы топлива. Содержание азота в топливе невелико: до 1 – 1,5% в топочном мазуте и природном газе и лишь в отдельных месторождениях природный газ содержит до 4% молекулярного азота.

В последнее время серьезное внимание привлекла проблема изучения канцерогенных веществ, образующихся при неполном сгорании топлива.

По своей распространенности и интенсивности воздействия из многих химических веществ этого типа наибольшее значение имеют полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) и наиболее активный из них – бенз(а)пирен. Максимальное количество бенз(а)пирена образуется при температуре 700-800 оС в условиях нехватки воздуха для полного сгорания топлива.

4.2.1 Мероприятия, направленные на уменьшение выбросов NOx

Существующие технические решения не всегда позволяют добиться удовлетворительных экологических показателей работы КС энергетических ГТУ. В определенных режимах их переводят в так называемый мокрый режим работы, впрыскивая в поток газов определенное количество воды (пара). Это позволяет значительно сократить количество NOХ в газах.

Побочным явлением такого решения являются:

-сокращение периодов между профилактическим техобслуживанием               и уменьшение срока службы;

- дополнительные затраты на подготовку и впрыск воды (пара);    

 - увеличение эмиссии СО.

Международный концерн “Асеа Броун Бовери” (АББ) достиг значительных успехов в разработке современных сухих малотоксичных КС оригинальной конструкции. Это так называемые EV – горелки, (экологическая горелка).

EV – горелка состоит из двух конусов, которые смещены один относительно  другого в осевом направлении. В результате их смещения образуются два шлица по всей длине горелки. Через эти шлицы в горелку поступает воздух для горения, который перемешивается с природным газом, вводимым через небольшие отверстия по краям шлицов. Благодаря специальной форме внутри горелки образуется топливовоздушная смесь, которая покидает конус и поступает в факел. Последний стабилизируется рециркуляционной зоной перед горелкой без помощи механического стабилизатора пламени.

В результате того, что обтекающий EV – горелку “холодный” воздух для горения поступает внутрь и факел не имеет контакта с корпусом горелки, последняя остается сравнительно “холодной” и таким образом не подвергается износу.

EV – горелка пригодна для смешанного режима  сжигания газообразного и жидкого топлива. При работе на жидком топливе оно распыляется на внешние конуса и перемешивается с воздухом для сжигания.

При работе на природном газе без впрыска пара (воды) EV – горелки гарантируют выбросы NOХ меньше 25 ppm.  

4.2.2 Снижение выброса соединений серы в атмосферу

Тепловые электростанции являются источником выброса соединений серы в атмосферу.

Диоксид серы  (SO2), содержащийся в дымовых газах, практически не влияет на процесс производства электроэнергии. Триоксид серы (SO3) обуславливает сернокислотную точку росы. По ней выбирают температуру уходящих газов котлов, и она является одним из основных факторов эффективной работы газоочистки.

Но практическое отсутствие воздействия SO2 на процесс производства энергии “компенсируется” активным воздействием этого вещества на окружающую среду: диоксид серы в атмосфере при воздействии озона, образующегося из кислорода воздуха под действием солнечного света, окисляется до триоксида серы SO3, который соединяется  с водяным паром и образует пары серной кислоты.

Пары серной кислоты в три-четыре раза тяжелее воздуха, под действием гравитации вместе с атмосферными осадками поступают в почву.

В результате пресноводные водоемы и реки закисляются, что приводит к потере части водной флоры и фауны.

Наличие в дымовых газах диоксида серы обусловлено постоянным присутствием в твердом и жидком топливе (и в природном газе некоторых месторождений) различных соединений серы – сульфидов и органических соединений.

Сокращение выбросов соединений серы на ТЭС может быть осуществлено тремя способами:

- путем очистки топлива от соединений серы до его сжигания;

- связыванием серы в процессе горения;

- в результате очистки дымовых газов.

4.2.3 Сокращение выбросов углекислого газа (CO2)  в атмосферу

С развитием индустрии и техники установившийся баланс нарушился из-за сжигания биомассы. В результате сжигания ископаемых топлив на  земле теперь возникает ежегодный прирост на 15 млрд. тонн СО2 сверх сбалансированного круговорота, что способствует образованию так называемого парникового эффекта.

Уменьшить выбросы СО2 значительно сложнее, чем выбросы других вредных веществ. Очистка уходящих газов ТЭС от углекислого газа аппаратными средствами (например с помощью абсорбционной или мембранной технологии) на сегодняшний день исключительно дорога, нецелесообразна и не находит применения. Однако, учитывая необходимость решения данной проблемы, в индустриально развитых странах ведутся работы и в этом направлении.

Реальное уменьшение выбросов углекислого газа от ТЭС дают:

  1.  сжигание ископаемых топлив с малым содержанием углерода (природный газ);
  2.  использование энергоносителей, не содержащих углерод (ядерное топливо);
  3.  использование возобновляемых источников энергии;
  4.  энергосбережение;
  5.  теплофикация;
  6.  реализация технических решений, повышающих КПД ТЭС [26].

4.3 Расчет выбросов вредных веществ

Выход оксида углерода при сжигании топлива (в ) определяется как:

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

- коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную содержанием в продуктах неполного сгорания оксида углерода. Для твердого топлива ; для газа ; для мазута .

Количество оксида углерода, выбрасываемое с дымовыми газами при работе двух котлов ТП-230, определяется по формуле, г/с:

Количество оксида углерода, выбрасываемое с дымовыми газами при работе трёх ГТУ, определяется по формуле, г/с:

4.4 Расчет выбросов оксидов азота

Суммарное количество оксидов азота () в пересчете на полное окисление оксидов азота в диоксид азота () , выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами каждого котла при сжигании твердого, жидкого и газообразного топлива, вычисляется по формуле, г/с:

,

где- расход натурального топлива, ;

- коэффициент, характеризующий выход оксидов азота, К=,

- коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого топлива;

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок – 1, для прямоточных – 0,85);

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления (при твердом шлакоудалении – 1, при жидком шлакоудалении – 1,6);

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

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

- степень рециркуляции дымовых газов, %;

- доля оксидов азота, улавливаемых в азотоочистной установке;

- длительность работы азотоочистной установки и котла, ч/год.

При сжигании жидкого и газообразного топлива значение принимается равным:

при   

при  

при   

Значение коэффициента при номинальной нагрузке котла и степени рециркуляции менее 20% принимают равными:

при вводе рециркуляционных газов в топки (при расположении горелок на вертикальных экранах);

при вводе через шлицы под горелками;

по наружному каналу горелок и 0,035 при вводе в воздушное дутье в рассечку двух воздушных потоков, если сжигается жидкое и газообразное топливо.

При сжигании твердого топлива при вводе газов рециркуляции в первичную аэросмесь и равно 0,005 при вводе во вторичный воздух, если организовано высокотемпературное сжигание. При низкотемпературном сжигании величина .

Суммарное количество оксидов азота (), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами при работе двух котлов ТП-230:

.

Суммарное количество оксидов азота (), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами при работе трёх ГТУ:

.

Вывод: при рассматриваемой реконструкции Омской ТЭЦ выбросы вредных веществ повысятся: оксида углерода – со 169,96 г/с до 247,58 г/с; оксидов азота – с 65,7 г/с до 98,54 г/с. Повышение выбросов вредных веществ в атмосферу происходит вследствие увеличение расхода топлива при работе трёх ГТУ.

5 ОХРАНА  ТРУДА

5.1 Выписка из трудового кодекса РК от 15 мая 2007 года № 252-III [32]

Статья 1. Основные понятия, используемые в настоящем Кодексе

1. В настоящем Кодексе используются следующие основные понятия:

1) гражданская служба — профессиональная деятельность гражданских служащих по исполнению должностных полномочий, направленная на реализацию задач и функций казенных предприятий, государственных учреждений и осуществление технического обслуживания и обеспечение функционирования государственных органов;

2) гражданский служащий — лицо, занимающее в установленном законодательством Республики Казахстан порядке оплачиваемую штатную должность в казенных предприятиях, государственных учреждениях и осуществляющее должностные полномочия в целях реализации их задач и функций и осуществления технического обслуживания и обеспечения функционирования государственных органов;

3) минимальный размер месячной заработной платы — гарантированный минимум денежных выплат работнику простого неквалифицированного (наименее сложного) труда при выполнении им норм труда (трудовых обязанностей) в нормальных условиях и при нормальной продолжительности рабочего времени, установленных настоящим Кодексом, в месяц;

4) специальная одежда — одежда, обувь, головной убор, рукавицы, иные предметы, предназначенные для защиты работника от вредных и (или) опасных производственных факторов;

5) тяжелые работы — виды деятельности работника, связанные с подъемом или перемещением тяжестей вручную, либо другие физические работы с расходом энергии более 1020 КДж/час;

6) сменная работа — работа в две либо в три или четыре рабочих смены в течение суток;

7) социальное партнерство — система взаимоотношений между работниками (представителями работников), работодателями (представителями работодателей), государственными органами, направленная на обеспечение согласования их и интересов по вопросам регулирования трудовых отношений и иных непосредственно связанных с ними отношений;

8) соглашение генеральное, отраслевое (тарифное), региональное (далее — соглашение) — правовой акт, заключаемый между сторонами социального партнерства, определяющий содержание и обязательства сторон по установлению условий труда, занятости и социальных гарантий для работников на республиканском, отраслевом и региональном уровнях;

9) простой — временная приостановка работы по причинам экономического, технологического, организационного, иного производственного или природного характера;

10) квалификационная категория (разряд) — уровень требований к квалификации работника, отражающий сложность выполняемых работ;

11) примирительная комиссия — орган, создаваемый по соглашению между работодателем и работниками (их представителями) для урегулирования коллективного трудового спора путем примирения сторон;

12) примирительные процедуры — последовательное рассмотрение коллективного трудового спора первоначально в примирительной комиссии, а при не достижении согласия в ней — в трудовом арбитраже;

13) посредник — физическое или юридическое лицо, привлекаемое сторонами трудовых отношений для оказания услуг по разрешению трудового спора;

14) отпуск — освобождение работника от работы на определенный период для обеспечения ежегодного непрерывного отдыха работника или социальных целей с сохранением за ним места работы (должности) и в случаях, установленных настоящим Кодексом, средней заработной платы;

15) труд — деятельность человека, направленная на создание материальных, духовных и других ценностей, необходимых для жизни и удовлетворения потребностей человека и общества;

16) оплата труда — система отношений, связанных с обеспечением работодателем обязательной выплаты работнику вознаграждения за его труд в соответствии с настоящим Кодексом и иными нормативными правовыми актами Республики Казахстан, а также соглашениями, трудовым, коллективным договорами и актами работодателя;

17) минимальный стандарт оплаты труда (МСОТ) — гарантированный для соблюдения минимальный размер месячной заработной платы работника, занятого на тяжелых работах, работах с вредными (особо вредными), опасными условиями труда, включающий в себя минимальный набор продуктов питания, товаров и услуг, необходимых для восстановления жизненных сил и энергии работника, подвергающегося в процессе работы воздействию вредных и (или) опасных производственных факторов;

18) гигиена труда — комплекс санитарно-эпидемиологических мер и средств по сохранению здоровья работников, профилактике неблагоприятных воздействий производственной среды и трудового процесса;

19) трудовой спор — разногласия между работником (работниками) и работодателем (работодателями) по вопросам применения трудового законодательства Республики Казахстан, выполнения или изменения условий соглашений, трудового и (или) коллективного договоров, актов работодателя;

20) трудовое посредничество — содействие населению в трудоустройстве, оказываемое уполномоченным органом по вопросам занятости, а также частным агентством занятости;

21) условия труда — условия оплаты, нормирования труда, режима рабочего времени и времени отдыха, порядок совмещения профессий (должностей), расширения зон обслуживания, выполнения обязанностей временно отсутствующего работника, безопасности и охраны труда, технические, производственно-бытовые условия, а также иные по согласованию сторон условия труда;

22) уполномоченный государственный орган по труду — государственный орган Республики Казахстан, осуществляющий реализацию государственной политики в сфере трудовых отношений в соответствии с законодательством Республики Казахстан;

23) территориальные подразделения уполномоченного государственного органа по труду — структурные подразделения уполномоченного органа по труду, осуществляющие в пределах соответствующей административно-территориальной единицы полномочия в сфере трудовых отношений в соответствии с законодательством Республики Казахстан;

24) трудовые отношения — отношения между работником и работодателем, возникающие для осуществления прав и обязанностей, предусмотренных трудовым законодательством Республики Казахстан, трудовым, коллективным договорами;

25) отношения, непосредственно связанные с трудовыми, — отношения, складывающиеся по поводу организации и управления трудом, трудоустройства, профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации работников, социального партнерства, заключения коллективных договоров и соглашений, участия работников (представителей работников) в установлении условий труда в предусмотренных настоящим Кодексом случаях, разрешения трудовых споров и контроля за соблюдением трудового законодательства Республики Казахстан;

26) безопасность труда — состояние защищенности работников, обеспеченное комплексом мероприятий, исключающих воздействие вредных и (или) опасных производственных факторов на работников в процессе трудовой деятельности;

27) условия безопасности труда — соответствие трудового процесса и производственной среды требованиям безопасности и охраны труда при выполнении работником трудовых обязанностей;

28) мониторинг безопасности и охраны труда — система наблюдений за состоянием безопасности и охраны труда на производстве, а также оценка и прогноз состояния безопасности и охраны труда;

29) нормативы в области безопасности и охраны труда — эргономические, санитарно-эпидемиологические, психофизиологические и иные требования, обеспечивающие нормальные условия труда;

30) трудовые обязанности — обязательства работника и работодателя, обусловленные нормативными правовыми актами Республики Казахстан, актом работодателя, трудовым, коллективным договорами;

31) трудовой стаж — время в календарном исчислении, затраченное работником на осуществление трудовых обязанностей;

32) трудовая дисциплина — надлежащее исполнение работодателем и работниками обязательств, установленных нормативными правовыми актами Республики Казахстан, а также соглашениями, трудовым, коллективным договорами, актами работодателя, учредительными документами;

33) трудовой распорядок — порядок регулирования отношений по организации труда работников и работодателя;

34) трудовой арбитраж — временно действующий орган, создаваемый сторонами коллективного трудового спора с привлечением уполномоченных лиц для разрешения трудового спора при недостижении соглашения в примирительной комиссии;

35) охрана труда — система обеспечения безопасности жизни и здоровья работников в процессе трудовой деятельности, включающая в себя правовые, социально-экономические, организационно-технические, санитарно-эпидемиологические, лечебно-профилактические, реабилитационные и иные мероприятия и средства;

36) общественный инспектор по охране труда — представитель работников, осуществляющий общественный контроль в области безопасности и охраны труда;

37) нормирование труда — определение необходимых затрат труда (времени) на выполнение работы (изготовление единицы продукции) работниками в конкретных организационно-технических условиях и установление на этой основе норм труда;

38) безопасные условия труда — условия труда, созданные работодателем, при которых воздействие на работника вредных и (или) опасных производственных факторов отсутствует либо уровень их воздействия не превышает нормы безопасности;

39) трудовой договор — письменное соглашение между работником и работодателем, в соответствии с которым работник обязуется лично выполнять определенную работу (трудовую функцию), соблюдать правила трудового распорядка, а работодатель обязуется предоставить работнику работу по обусловленной трудовой функции, обеспечить условия труда, предусмотренные настоящим Кодексом, законами и иными нормативными правовыми актами Республики Казахстан, коллективным договором, актами работодателя, своевременно и в полном размере выплачивать работнику заработную плату;

40) забастовка — полное или частичное прекращение работы в целях удовлетворения своих социально-экономических и профессиональных требований в коллективном трудовом споре с работодателем;

41) заработная плата — вознаграждение за труд в зависимости от квалификации работника, сложности, количества, качества и условий выполняемой работы, а также выплаты компенсационного и стимулирующего характера;

42) средства индивидуальной защиты — средства, предназначенные для защиты работника от воздействия вредных и (или) опасных производственных факторов, в том числе специальная одежда;

43) работодатель — физическое или юридическое лицо, с которым работник состоит в трудовых отношениях;

44) представители работодателей — физические и (или) юридические лица, уполномоченные на основании учредительных документов или доверенности представлять интересы работодателя или группы работодателей;

45) акты работодателя — приказы, распоряжения, инструкции, положения, правила трудового распорядка, издаваемые работодателем;

46) трудоустройство — комплекс организационных, экономических и правовых мероприятий, призванных способствовать обеспечению трудовой занятости населения;

47) рабочее место — место постоянного или временного нахождения работника при выполнении им трудовых обязанностей в процессе трудовой деятельности;

48) тарификация работы — отнесение выполняемых работ к определенной сложности в соответствии с единым тарифно-квалификационным справочником работ и профессий рабочих и квалификационным справочником должностей руководителей, специалистов и других служащих, тарифно-квалификационных характеристик профессий рабочих и типовыми квалификационными характеристиками должностей руководителей, специалистов и других служащих организаций;

49) рабочее время — время, в течение которого работник в соответствии с актами работодателя и условиями трудового договора выполняет трудовые обязанности, а также иные периоды времени, которые в соответствии с настоящим Кодексом отнесены к рабочему времени;

50) суммированный учет рабочего времени — учет рабочего времени путем его суммирования за установленный работодателем учетный период, который не может превышать один год;

51) вредные (особо вредные) условия труда — условия труда, при которых воздействие определенных производственных факторов приводит к снижению работоспособности или заболеванию работника либо отрицательному влиянию на здоровье его потомства;

52) вредный производственный фактор — производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к заболеванию или снижению трудоспособности и (или) отрицательному влиянию на здоровье потомства;

53) профессиональное заболевание — хроническое или острое заболевание, вызванное воздействием на работника вредных производственных факторов в связи с выполнением работником своих трудовых (служебных) обязанностей;

54) гарантии — средства, способы и условия, с помощью которых обеспечивается осуществление предоставленных работникам прав в области социально-трудовых отношений;

55) нормы безопасности — качественные и количественные показатели, характеризующие условия производства, производственный и трудовой процесс с точки зрения обеспечения организационных, технических, санитарно-гигиенических, биологических и иных норм, правил, процедур и критериев, направленных на сохранение жизни и здоровья работников в процессе их трудовой деятельности;

56) опасные условия труда — условия труда, при которых воздействие определенных производственных или неустранимых природных факторов приводит в случае несоблюдения правил охраны труда к травме, профессиональному заболеванию, внезапному ухудшению здоровья или отравлению работника, в результате которых наступают временная или стойкая утрата трудоспособности, профессиональное заболевание либо смерть;

57) опасный производственный фактор — производственный фактор, воздействие которого на работника может привести к временной или стойкой утрате трудоспособности (производственной травме или профессиональному заболеванию) или смерти;

58) совместительство — выполнение работником другой регулярной оплачиваемой работы на условиях трудового договора в свободное от основной работы время;

59) работник — физическое лицо, состоящее в трудовых отношениях с работодателем и непосредственно выполняющее работу по трудовому договору;

60) представители работников — органы профессиональных союзов, их объединений и (или) иные уполномоченные работниками физические и (или) юридические лица;

61) праздничные дни — дни национальных и государственных праздников Республики Казахстан;

62) основная заработная плата — относительно постоянная часть заработной платы, включающая оплату по тарифным ставкам, должностным окладам, сдельным расценкам, и предусмотренные трудовым законодательством, отраслевым соглашением, коллективным и (или) трудовым договорами выплаты постоянного характера;

63) несчастный случай на производстве — воздействие на работника вредного и (или) опасного производственного фактора при выполнении им трудовых (служебных) обязанностей или заданий работодателя, в результате которого произошли производственная травма, внезапное ухудшение здоровья или отравление работника, приведшие его к временной или стойкой утрате трудоспособности, профессиональному заболеванию либо смерти;

64) производственное оборудование — машины, механизмы, устройства, аппараты, приборы и иные технические средства, необходимые для работы, производства;

65) производственная травма — повреждение здоровья работника, полученное при исполнении им трудовых обязанностей, приведшее к утрате трудоспособности;

66) производственная необходимость — выполнение работ в целях предотвращения или ликвидации стихийного бедствия, аварии или немедленного устранения их последствий, для предотвращения несчастных случаев, простоя, гибели или порчи имущества и в других исключительных случаях, а также для замещения отсутствующего работника;

67) аттестация производственных объектов по условиям труда — деятельность по оценке производственных объектов, цехов, участков, рабочих мест в целях определения состояния безопасности, вредности, тяжести, напряженности выполняемых на них работ, гигиены труда и определения соответствия условий производственной среды нормативам в области безопасности и охраны труда;

68) производственная санитария — система санитарно-гигиенических, организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на работников вредных производственных факторов;

69) компенсационные выплаты — денежные выплаты, связанные с особым режимом работы и условиями труда, потерей работы, возмещением работникам затрат, связанных с исполнением ими трудовых или иных предусмотренных законами Республики Казахстан обязанностей;

70) тарифная система — разновидность системы оплаты труда, при которой заработная плата работников определяется дифференцированно на основе тарифных ставок (окладов) и тарифных сеток;

71) тарифная сетка — совокупность тарифных разрядов и тарифных коэффициентов, предусматривающая дифференциацию по признаку сложности выполняемых работ и квалификации работников;

72) тарифный разряд — уровень сложности работ и показатель квалификационного уровня, необходимого для выполнения данной работы;

73) тарифная ставка (оклад) — фиксированный размер оплаты труда работника за выполнение нормы труда (трудовых обязанностей) определенной сложности (квалификации) за единицу времени;

74) дисциплинарное взыскание — мера дисциплинарного воздействия на работника, применяемого работодателем за совершение дисциплинарного проступка;

75) дисциплинарный проступок — нарушение работником трудовой дисциплины, а также противоправное виновное неисполнение или ненадлежащее исполнение трудовых обязанностей;

76) время отдыха — время, в течение которого работник свободен от выполнения трудовых обязанностей и которое он может использовать по своему усмотрению;

77) средства коллективной защиты — технические средства, предназначенные для одновременной защиты двух и более работающих от воздействия вредных и (или) опасных производственных факторов;

78) коллективный договор — правовой акт в форме письменного соглашения между коллективом работников и работодателем, регулирующий социально-трудовые отношения в организации;

79) сверхурочная работа — работа, выполняемая работником по инициативе работодателя за пределами установленной продолжительности рабочего времени;

80) уведомление — письменное заявление работника или работодателя либо заявления, поданные иным способом (посредством курьерской почты, почтовой связи, факсимильной связи и электронной почты);

81) командировка — направление работника по распоряжению работодателя для выполнения трудовых обязанностей на определенный срок вне места постоянной работы, а также направление работника в другую местность на обучение, повышение квалификации или переподготовку.

2. Другие специальные понятия и термины трудового законодательства Республики Казахстан используются в значениях, определяемых в соответствующих статьях настоящего Кодекса.

5.2 Анализ условий труда в турбинном цехе ТЭЦ

К опасным производственным факторам относят факторы, воздействие которых на работающего приводит к траве; к вредным – факторы, которые приводят к заболеванию.

В КЦ-1 имеются опасные и вредные производственные факторы. Имеется тепловое (инфракрасное) излучение (выше 45 °С) в  подвале машинного зала, помещениях баков, деаэраторов и насосов, в теплофикационных туннелях, в зонах паропроводов и др. В турбинном цехе, в теплофикационном отделении есть парение  ( из-за неплотностей в оборудовании трубопроводах); повышенная скорость движения воздуха в зонах площадок турбогенераторов , у паропроводов и деаэраторов. Имеет место превышение допустимых значений уровня общей вибрации, генераторов, оборудования турбинного цеха высокого напряжения.  Повышенная и пониженная относительная влажность в турбинном цехе бывает в зоне вспомогательного оборудования. Имеются вредные вещества в виде газа и жидкостей. К одному из самых опасных производственных факторов относиться – возможность поражения электрическим током.

Персонал турбинного цеха подвергается высокому нервно-эмоциональному напряжению, связанному со сменностью работы и большой ответственностью за нормальный режим работы оборудования.

5.3 Характеристика пожарной опасности в ТЦ, возможные причины пожара

Горение и взрыв могут возникнуть либо вынужденно от искры. Либо в результате самовоспламенения горючей смеси. Причинами пожара или взрыва в турбинном цехе могут быть недопустимый нагрев и искрения в контактах машин, аппаратов, проводов при прохождении точки замыкания или токов перегрузки сети. Источниками пожара или взрыва в турбинном цехе являются самовоспламеняющиеся смеси утечек водорода с воздухом ( вблизи генераторов с водородным охлаждением), горючих газов, пыли, масла. Представляют опасность все горячие поверхности турбоустановок и паропроводов, расположенные вблизи маслопроводов и напротив фланцевых соединений.

Опасны участки внешних маслопроводов высокого давления,   неплотно закрытые отверстия паропроводов и дренажей, присоединенных к цилиндру турбины.

Поэтому взрыво и пожароопасность является одним из основных требований эксплуатации в турбинном цехе ТЭЦ.

5.4 Особенности тушения пожаров в турбогенераторах

При загорании обмоток генератор или синхронный компенсатор следует немедленно отключить.

Турбина отключается автоматом безопасности со срывом вакуума.

В генераторах с воздушным охлаждением включается устройство водяного пожаротушения. Применение пены запрещено. Если генератор имеет водородное охлаждение, то отключают автомат гашения поля (АГП) и вытесняют водород углекислым газом.

5.5 Профилактические мероприятия, направленные на предупреждение пожаров в ТЦ

Оборудование ТЭЦ, как правило, размещается в огнестойких зданиях. Для  предупреждения распространения пожара с одного здания на другое, а также для возможного подъезда пожарных машин необходимо предусматривать подъездные пути с твердым обоснованием и устраивать противопожарные разрывы. При этом обращают особое внимание на правильное размещение оборудования с точки зрения предотвращения пожара или взрыва при эксплуатации.

Каждое производственное помещение, где имеются горючие вещества и топливо, должно иметь устройство противопожарного назначения, К таким устройствам относятся противопожарные преграды, устройство защитных зон, обваловок и водяных завес.

Для ликвидации пожаров необходимо предусматривать системы автоматического пожаротушения и сигнальные устройства.

При пожаре необходимо в кратчайшее время эвакуировать из помещений людей. В каждом цехе на случай возникновения пожара обеспечивают эвакуацию людей Это время определяется расстоянием от рабочего места до выходной двери. Выходы считаются эвакуационными, если они ведут из помещения наружу или в безопасное помещение, на лестничные клетки и др. В каждом помещении должно быть не менее двух эвакуационных выходов на расстоянии 30—100 м от рабочего места.

Основными профилактическими мероприятиями, направленными на предупреждение пожаров, является строгое соблюдение правил хранения и обращения с горючими и смазочными материалами. Не разрешается хранение горючих материалов в открытой таре в производственных помещениях, на лестничных клетках и свободных площадках.

К  масляной системе предъявляются особые требования пожаробезопасности. Для обеспечения прочности маслопроводы сваривают только дипломированные сварщики дуговой сваркой, а не газовой. Качество сварных швов тщательно контролируется просвечиванием гамма-лучами. Масляную систему и баки очищают от шлама и загрязнений паром под давлением четыре-шесть кгс/см2. Масляные баки разрешается ремонтировать только после их очистки. При этом должны соблюдаться правила техники безопасности при работе в резервуарах. Запрещена промывка масляных баков легковоспламеняющимися жидкостями. После окончания ремонтных сварочных работ маслопроводы испытывают повышенным давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее 18—20 кгс/см2.

Обслуживающий персонал обязан вести постоянное наблюдение за исправностью и техническим состоянием оборудования, содержанием в чистоте всего помещения, наличием свободных проходов и т. п.

Большое значение имеет система планово-предупредительного ремонта, обеспечивающая ряд организационных и технических мероприятий по уходу, надзору, обслуживанию и ремонту оборудования, зданий и сооружений.

Исправное и работоспособное оборудование обеспечивает выполнение производственного плана и безопасные условия труда.

Обслуживающий персонал должен уметь проводить профилактическую работу, направленную на предупреждение пожаров и поддержание санитарно-гигиенических условий труда.

5.6 Расчет шумовой характеристики двигателя вентилятора горячего дутья

Влияние шума на здоровье рабочего персонала котельного цеха.

Шум на производстве наносит большой ущерб, вредно действуя на организм человека и снижая производительность труда. Утомление рабочих и операторов из-за сильного шума увеличивает число ошибок при работе, способствует возникновению травм.

Снижение шума на пути его распространения от источника достигается согласно СниП П-12-7-“Защита от шума”, за счет акустической обработки помещения источника шума в звукоизолирующих ограждений; помещения источника шума в звукоизолирующий кожух, устройств звукозащитных кабин, применения акустических экранов и глушителей шума.

К средствам индивидуальной защиты от шума по ГОСТ 12.4.011-75 относятся противошумные шлемофоны, наушники, заглушки и вкладыши.

Таким образом, для обеспечения безопасных условий труда необходимо предусмотреть мероприятия по снижению уровня шума.

Расчет шумовой характеристики двигателя.

  1.  

Таблица 5.1- Исходные данные

L, дБ

Lн, дБ

В, м2

А, м

Н, м

100

75

5

4,5

3,5

  1.  Требуемое снижение уровня шума, дБ, определяем по формуле:

L=L-Lн

где L - уровень шума в помещении, дБ;

Lн - нормальный уровень шума, не оказывающий вредного влияния на организм человека, дБ.

Для обеспечения требуемого снижения уровня шума изолируем пульт управления от установки, для испытания двигателя, с помощью перегородки.

Необходимую звукоизолирующую способность ограждения (перегородки) определяем по выражению:

Rтр=L-10lg(B)+10lg(Sогр),

где В - постоянная помещения, смежного с шумным, м2;

      Sогр – площадь ограждающей перегородки, м2.

Для помещения рассчитанного на четырех человек, для частоты 63 Гц, принимаем В=5.

Площадь ограждения, м2, определяем по формуле:

Sогр=AH,

где A-длина перегородки, м, принимаем по исходным данным;

H-высота потолков, м, принимаем по исходным данным.

Sогр=4,53,5=15,75.

Подставляем значения в формулу, получим, дБ:

Rтр=25-10lg5+10lg15,75=29,98.

По справочнику проектировщика в качестве материала перегородки принимаем железобетон плотностью 240 кг/м3, для которого Rогр=35 дБ.

Уровень шума в изолируемом помещении составит, дБ:

Lиз=L-Rогр-10lg(B)+10lg(Sогр),

Lиз=100-35-10lg5+10lg15,75=69,98 дБ.

Полученное значение отвечает требованиям СНиП П-12-77 “Защита от шума”.

6 РАСЧЕТ ТЕХНИКО – ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ

Исходные данные:

1. Установленная мощность    МВт.

2. Тип и количество турбин    ПТ-60-130/13 х 4

       ПТ-25-90 х 2

       Р-50-130/13 х 1

       Р-25-90 х 3

       GT8C х 3

3. Тип и количество котлов   ТП-230 х 8

       ТП-420 х 4

4. Число часов использования                      ч .

установленной мощности

5. Топливо       Природный газ.                                 

6. Удельные капиталовложения               млн. руб.(103 960 млн. тг.)

 

6.1 Расчет абсолютных вложений капитала в новое строительство

  1.  ТЭЦ

  1.  Абсолютное вложение капитала в новое строительство ТЭЦ:

 

 млн.руб. (58 737 млн. тг.)

  1.  Стоимость основных фондов ТЭЦ:

 

0,9·12995=11695 млн.руб.(52 861 млн. тг.)

 

где коэффициент 0,9 учитывает так называемые возвратные суммы.

  1.  Стоимость оборудования:

 

0,7·11695=8186 млн.руб.(37 000 млн. тг.)

6.2 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ

  1.  Годовая выработка электроэнергии ТЭЦ:

 565·7000= 3960 млн.кВт·ч,

в том числе от 3-х блоков ГТУ:

    171·8300= 1420 млн.кВт·ч.

  1.  Отпуск тепловой энергии с коллекторов ТЭЦ:

 

Q=40400 тыс.ГДж,

в том числе от трех блоков ГТУ:

Q=6788 тыс.ГДж.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ:

 

(10/100)·3960=396 млн.кВт·ч,

где 10 % - удельный расход электроэнергии на собственные нужды.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск теплоты:

 

Э=·Q=6,3·40400=258 млн.кВт·ч,

где =6,3 кВт·ч/ГДж – удельный расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску теплоты.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на выработку электроэнергии:

 

млн.кВт·ч.

  1.  Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии:

 

==3,5%.

  1.  Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

 

=3960-396=3564 млн.кВт·ч,

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ:

 

(4,9/100)·3960=70 млн.кВт·ч,

где 4,9 % - удельный расход электроэнергии на собственные нужды.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск теплоты:

 

Э=·Q=4,8·6788=32,4 млн.кВт·ч,

где =4,8 кВт·ч/ГДж – удельный расход электроэнергии на собственные нужды по отпуску теплоты.

  1.  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды, приходящийся на выработку электроэнергии:

 

=- =70-32,4=37,6млн.кВт·ч.

  1.  Удельный расход электроэнергии на собственные нужды по производству электроэнергии:

 

==2,6%.

  1.   Отпуск электроэнергии с шин ТЭЦ:

 

=1420-70=1350 млн.кВт·ч,

6.3 Годовые издержки по калькуляционным статьям  в целом по ТЭЦ

Наибольший удельный вес в издержках производства занимает топливная составляющая, зависящая от экономичного режима работы энергооборудования.

Этот показатель определяется расходом топлива и во многом зависит от его договорной цены, которая включает оптовую цену топлива у поставщика, стоимость транспортных затрат, посреднических услуг и другие факторы.

Договорная цена на топливо:

ЦДОГ=870 руб/тыс.м3.

Издержки по топливу на технологические цели:

  

ИТОПЛ= · ЦДОГ=2084·870=1813 млн.руб/год,

где   - годовой расход натурального топлива:

  

=/1,15=2084 млн.м3/год.

Цена одной тонны условного топлива:

  ЦУ= ИТОПЛ/ =1813/2396=757 руб/тут.

Вода на технологические цели, забираемая из поверхностных источников водохозяйственных систем.

К этой статье относятся затраты по воде, расходуемой на питание котлов, гидрозолоудаление и золоулавливание, систему технического водоснабжения, охлаждение генераторов и трансформаторов, пополнение (подпитку) системы теплофикации и отпуска горячей воды и другие технические и бытовые нужды. Здесь же учитываются все затраты по химводоочистке (кроме амортизации): химические реактивы и другие расходы, а также плата за воду в бюджет.

Затраты по воде:

  ИВ= 

 ==130,2 млн.руб/год,

где = 0 для газомазутного топлива;

= 6550 руб. на 1 т. суммарной часовой производительности всех котлов;

= 163 руб. на кВт установленной мощности для ТЭЦ с поперечными связями;

номинальная производительность энергетического котла:

Д= 230 т/ч (ТП-230 х 8);

Д= 320 т/ч (ТП-420 х 4);

- количество установленных котлов;

- установленная электрическая мощность ТЭЦ;

П=1,5 млн.руб – годовая плата в бюджет в зависимости от типа турбины и системы технического водоснабжения в расчете на один агрегат;

- количество установленных турбин.

Оплата труда.

По данной статье на основе нормативной численности и расчетной среднемесячной зарплаты рассчитываются затраты на оплату труда эксплуатационного персонала, непосредственно участвующего в технологическом процессе производства энергии.

Среднемесячная зарплата одного работника:

 

ЗП=9000 руб.

Годовой фонд оплаты труда одного работника:

 

Ф= ЗП·12·10-6=9000·12·10-6=0,108 млн.руб.

Затраты на оплату труда эксплуатационного персонала:

 

И=··· Ф=0,7·1,25·565·0,108=53,4 млн.руб/год,

где - доля эксплуатационного персонала в общей численности промышленно – производственного персонала;

- штатный коэффициент промышленно – производственного персонала;

Отчисления на социальные нужды.

Статья включает в себя обязательные отчисления в государственные внебюджетные фонды  от затрат по оплате труда согласно социальному налогу, введенному в действие с 1 января 2001 года.

Отчисления на социальные нужды:

 

ИСН=ИОТ==19 млн.руб/год,

где =35,6 % - суммарный норматив отчислений в фонды РФ:

 - пенсионный – 28 %

 - социального страхования – 4 %

 - обязательного медицинского страхования – 3,6 %

Оплата труда с учетом социального налога:

 

ИОТ= И+ ИСН=53,4+19=72,4 млн.руб/год.

Амортизационные отчисления по этой статье производятся по производственному оборудованию на полное его восстановление (реновацию).

Амортизация:

 Иа=СОБ==262 млн.руб/год,

где =3,2 – средняя норма амортизации на реновацию в цело по ТЭЦ;

СОБ=8168 млн.руб – стоимость оборудования составляет 60 – 70 %  от капиталовложений в строительство ТЭЦ.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования:

 

ИЭКС=·NУ·10-6=140·565·10-6=79 млн.руб/год,

где   =140 руб/кВт.

К цеховым расходам относятся затраты на обслуживание цехов и управление ими: зарплата аппарата управления цехом, амортизация и расходы по содержанию и текущему ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения, расходы по охране труда.

Цеховые расходы:

 ИЦЕХ= · ИЭКС=0,06·79=4,7 млн.руб/год,

где  =0,06.

В состав общестанционных расходов входят расходы по управлению электростанцией: административно – управленческие расходы (оплата труда, командировочные и подъемные, представительские и канцелярские затраты в пределах нормативов); общепроизводственные издержки (содержание, амортизация, текущий ремонт общестанционных средств, испытания, опыты, исследования).

Общестанционные расходы:

 

ИОСАУП·ЗПСР+·( ИЭКС+ ИЦЕХ)=42·9000+0,06(79+4,7)=5,4 млн.руб/год,

где ЧППП= ·NУ =1,25·565=706 чел. – численность ППП,

      ЧАУП=0,06· ЧППП=0,06·706=42 чел. – численность АУП.

Плата за землю:

SОБЩ=S1=45,2 га,

S1= ·NУ·10-2=45,2 га,

где =8 га/100МВт.

Плата за землю:

 

ПлЗЕМ=· SОБЩ ·КЗЕМ· 10-6=16800·45,2·10-6=0,76 млн.руб/год,

где =16800 руб/га – ставка земельного налога.

Плата за выбросы загрязняющих веществ в окружающую среду:

ПлВЫБР=··КВЫБР·10-6=27500·1736·10-6=47,7 млн.руб/год,

где =27500 руб/т – норматив платы за выброс NO2;

===1736 т/год – годовая масса загрязняющего вещества.

ИНАЛ=ПлЗЕМ+ПлВЫБР+HПР=0,76+47,7=48,5 млн.руб/год.

Общие издержки производства на ТЭЦ включают в свой состав следующие составляющие расчетных величин:

 ИТЭЦ= ИТОПЛ+ ИВ+ ИОТ+ ИАМ+ ИЭКС+ ИЦЕХ+ ИОС+ ИНАЛ=

 =1813+130,2+72,4+262+79+4,7+5,4+48,5=2415 млн.руб/год.

Коэффициент распределения:

 =0,54.

Себестоимость единицы теплоты составляет:

                                          

где Qотп – годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, тыс. ГДж/год.

Себестоимость отпущенной электрической энергии составляет:

                         

где Wотп – годовой отпуск электрической энергии с шин электростанции, тыс. МВт.ч/год.

Срок окупаемости данного  проекта, лет:

где Sотпэ/ - себестоимость электрической энергии до модернизации;

      Sотпт/ - себестоимость тепловой энергии до модернизации;

0,86 = 1-НДС, НДС = 0,14.

6.4 Вывод

Произведенные расчеты показывают высокую эффективность установок ГТУ в качестве замещающей мощности.

Себестоимость электрической и тепловой энергии по ТЭЦ в целом  соответственно равна 0,3 руб/кВт·ч (1,35 тг./кВт ·ч) и 32,28 руб/ГДж.(145,90 тг./ГДж)

Установка двух блоков ГТУ (2хGТ8С+2хКУ) первого пускового комплекса замещающей мощности с последующим выводом на реконструкцию двух котлов ТП-230-2 и демонтажем двух турбин ПТ-25-3М обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико – экономических показателей ТЭЦ за счет использования двух блоков ГТУ в базовой части тепловых нагрузок с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.

Установка третьего блока ГТУ без разрыва по времени после ввода первых двух блоков несколько снижает напряженность работы существующего оборудования  I очереди, обеспечивает возможность вывода из работы еще двух турбин ПТ-25-3М. Улучшение показателей по сравнению с первым пусковым комплексом происходит за счет того, что третий блок ГТУ работает в таком же базовом режиме, как и первые два.

Рассмотренный в данном дипломном проекте вариант установки замещающей мощности обеспечивает покрытие увеличенного уровня тепловых нагрузок с высокими показателями.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данном дипломном проекте ставилась задача определить целесообразность строительства замещающей мощности (3хGT8C+3хКУ).

Произведенные расчеты показывают высокую эффективность установок ГТУ в качестве замещающей мощности.

Установка двух блоков ГТУ обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико – экономических показателей ТЭП.

Установка третьего блока ГТУ без разрыва по времени после ввода первых двух блоков несколько снижает напряженность работы существующего оборудования  I очереди, обеспечивает возможность вывода из работы еще двух турбин ПТ-25-3М. Улучшение показателей по сравнению с первым пусковым комплексом происходит за счет того, что третий блок ГТУ работает в таком же базовом режиме, как и первые два.

Рассмотренный в данном дипломном проекте вариант установки замещающей мощности обеспечивает покрытие увеличенного уровня тепловых нагрузок с высокими показателями.  

В результате ввода замещающей мощности (3хGT8C+3хКУ):

  1.  удельные расходы топлива на отпуск электрической энергии снизились с

    330 г.у.т./кВт·ч    до    209 г.у.т./кВт·ч;

  1.  удельные расходы на отпуск тепловой энергии составили

       40,8 кгут/ГДж против 43 кгут/ГДж до ввода замещающей мощности;

  1.  себестоимость тепловой энергии  после модернизации составила:

       32,28 руб/ГДж (145,9 тг./ГДж);

  1.  себестоимость электрической энергии  составила:

        0,3 руб/кВт·ч (1,35 тг./кВт·ч)

Срок окупаемости данного проекта составил 1,5 года.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

59811. Христос Воскрес – радійте люди! 81 KB
  Виходять три дівчинки з писанками в руках. Iша: Нумо поцокаймося писанками чия найміцніша Дівчатка цокаються. Дівчинка Орися: Ага моя писанка усі ваші побила Бачите яка вона гарна і міцна IIга дівчинка: Подумаєш Дівчата ходім гагілки водити а пасанку свою ти ...
59812. Великдень-найбільше свято України 82 KB
  War die heutige Stunde interessant? Was hat euch gut bzw. nicht gut gefallen? Ihr habt heute sehr gut gearbeitet. Alle waren aktiv. Alle bekommen heute gute Noten.
59813. Світле свято Великодня 92 KB
  В мене вдача щира й сміла І душа моя здорова Українська в мене мова. А моя бабуся вчила мене що шкаралупи від писанок зберігають а потім вивішують на городі на палицях щоб у землі не заводилися червяки.
59815. Вербна неділя. Чистий четвер 76 KB
  Отож давайте сьогодні разом і продовжимо вивчати народні традиції повязані з найулюбленішим весняним святом усіх християн Великоднем або Святом Гїасхи днем Воскресіння Ісуса Христа Учень. Великдень всіх нас на гостини просить Малює сонце полотно небес...
59816. Великі українці – гуманісти 120.5 KB
  Григорій Сковорода народився в с. Чорнухи на Полтавщині в козацькій родині. Грунтовну та всебічну освіту здобув у Києво-Могилянській академії. У 1769 році Григорій Сковорода остаточно залишив офіційну педагогічну діяльність і став мандрівним філософом.
59817. Без верби та калини немає України 474.5 KB
  На дошці приколені малюнки фотографії та статті про вербу і калину. Дівчина: Ми розповімо вам про калину яку найбільше шанували на Україні. Дівчина: А я розповім сумну історію про калину що часто порівнюється з коханням.
59819. ВЕСЕЛИЙ ВЕРНІСАЖ 224 KB
  Ви готові зустріти їх Тоді оплески бо я запрошую учасників Веселого вернісажу€ на сцену Команда ЕМЕМДЕМС вона представляє 8А клас. Поки виходить команда на сцену звучить Весела пісня€. Команда ВЕСЕЛІ ТА ДОТЕПНІ€. Поки виходить команда на сцену звучить Весела пісня.