Учебная работа. Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90

1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд (Пока оценок нет)
Загрузка...

Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90

Содержание

Введение

1. состояние исследуемого вопроса и постановка задачи

1.1 Обоснование необходимости реконструкции ТЭЦ

1.2 перечень существующего оборудования

1.3 Тепловая схема

1.4 Система топливоснабжения

1.5 Водоподготовка

1.6 Технические решения по реконструкции

2. Расчет тепловой схемы

2.1 Теоретические сведения

2.1.1 Метод составления и решения балансовых уравнений

2.1.2 метод последовательных приближений

2.2 Описание проектируемой тепловой схемы ПГУ

2.3 исходные данные для расчета тепловой схемы

2.4 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины

2.5 Определение расхода пара и питательной воды

2.6 Составление теплового баланса по ПВД

2.7 Расчет деаэратора

2.8 Составление теплового баланса по ПНД

2.9 Определение электрической мощности турбины

3. Выбор основного оборудования для пусковой схемы ПГУ-90

3.1 Газотурбинная установка

3.2 Котел-утилизатор

3.3 Паротурбинная установка

4. Поверочный расчет котла — утилизатора

4.1 тепловой баланс и паропроизводительность котла — утилизатора

4.2 Расчет пароперегревателя

4.3 Расчет испарителя

4.4 Расчет экономайзера

5. Конструкторский расчет башенной градирни

5.1 Обоснование выбора охладителя

5.2 тепловой расчет

5.3 Определение теоретического расхода воздуха

5.4 Определение объема капельного оросителя градирни

5.5 Определение основных размеров оросителя градирни

5.6 Расчет вентиляции градирни

6. Автоматическое управление и регулирования блока ПГУ

6.1 назначение и цель создания АСУ

6.2 Управление паротурбинной установкой

6.3 Регулирование и защита турбины

6.4 Автоматическое управление котлом-утилизатором

6.5 Система автоматического регулирования и управления работой энергетической ГТУ

6.6 структура САУ ГТУ

6.7 Регуляторы ГТУ

6.8 Гидравлическая часть системы регулирования

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 методы и средства защиты от производственного шума

7.2 основные понятия и характеристики шума

7.3 Уровни и источники шума в цехе ПГУ

7.4 основные методы и способы снижение шума

7.4.1 Снижение шума с помощью экрана

7.4.2 Уменьшение шума с помощью звукоизоляции

7.4.3 Снижение шума с помощью кожухов

7.4.4 Уменьшение шума звукопоглощением

7.4.5 средства индивидуальной защиты от шума

8. Охрана окружающей среды.

8.1 качество атмосферного воздуха г. Омска

8.2 Выбросы в окружающую среду в россии

8.3 Мероприятия, направленные на уменьшение выбросов NOx

8.4 снижение выброса соединений серы в атмосферу

8.5 Сокращение выбросов углекислого газа (CO2) в атмосферу

9. Экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ-3

9.1 Расчет себестоимости энергии

9.1.1 затраты на топливо

9.1.2 Затраты на воду

9.1.3 затраты на вспомогательные материалы

9.1.4 Заработная плата с начислениями

9.1.5 Амортизационные отчисления

9.1.6 затраты на ремонт основных фондов

9.1.7 Прочие затраты

9.1.8 Суммарные годовые расходы

9.1.9 Расход электроэнергии на собственные нужды станции

9.2 Смета капитальных затрат

9.3 Расчет срока окупаемости

Заключение

список использованной литературы

Введение

Основной задачей энергетической программы Российской Федерации в условиях коренных политических и экономических преобразований является определение путей эффективного и надежного снабжения народного хозяйства и населения топливом, электрической и тепловой энергией при ограничении негативного воздействия объектов топливно-энергетического комплекса на окружающую среду. Наращивание энергетического потенциала, необходимого для дальнейшего развития народного хозяйства страны, требует улучшения экологических характеристик энергоисточников при одновременном повышении их экономичности и снижении уровня материальных, капитальных и трудовых затрат.

В настоящее время доминирующими проблемами региональной энергетики являются: моральный и физический Износ основного теплоэнергетического оборудования; усиливающаяся топливная и энергетическая зависимость регионов от стран ближнего зарубежья. За последние 20 лет, на Омских ТЭЦ практически не было вводов в действие новых мощностей. Основное тепломеханическое оборудование ТЭЦ-3, первый агрегат которой пущен в 1954 году, а последний ст. N 13 — в 1964 году — 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. Если такая ситуация сохранится, то в ближайшее время могут возникнуть серьезные проблемы нехватки энергии в условиях подъема экономики области. Одним из вариантов выхода из создавшейся ситуации является замещение отработавшего свой срок оборудования первой очереди ТЭЦ-3 высокоэффективной экологически чистой парогазовой установкой. Энергетический блок ПГУ является бинарной парогазовой установкой с двумя контурами давления пара, предназначенной для производства электроэнергии при участии ее в регулировании частоты и мощности в энергосистеме.

ПГУ имеют ряд преимуществ перед традиционными паровыми установками, такие как: возможность быстрого пуска и останова, более низкие удельные капитальные затраты, меньшие сроки ввода в эксплуатацию. При использовании ПГУ в составе ТЭЦ это еще и низкая себестоимость отпускаемой со станции продукции.

Так же, внедрение парогазовых установок позволяет:

значительно повысить коэффициент полезного действия теплоэнергетических предприятий и КПД использования энергетических ресурсов (вырабатывать больше энергии при этом же объеме потребления топлива);

существенно снизить удельные, капитальные затраты на строительство электростанций (так как газотурбинные установки значительно компактнее паротурбинных);

резко уменьшить выбросы оксидов азота и оксида серы.

помимо применения ПГУ на базе газотурбинных установок при реконструкции промышленной ТЭЦ имеет смысл перевести ряд котельных установок на выработку пара повышенных параметров, если это возможно. Это уменьшит удельные расходы топлива на выработку электроэнергии в паротурбинных установках, а при использовании пара как теплоносителя интенсифицирует технологические процессы.

Целью настоящей дипломной работы является выбор наиболее оптимального варианта реконструкции тепловой схемы станции с применением основного технологического оборудования как отечественных, так и зарубежных фирм, обеспечивающего минимум капитальных вложений (инвестиций) на реконструкцию.

парогазовая установка тепловая станция

1. Состояние исследуемого вопроса и постановка задачи

1.1 Обоснование необходимости реконструкции ТЭЦ

ТЭЦ-3 — структурное подразделение Омского филиала ОАО "ТГК-11", расположена в промышленном северо-западном районе города Омска и обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия района, основные из которых — ОАО "Газпромнефть — ОНПЗ" и ОАО "Омский каучук". ТЭЦ-3 обеспечивает также теплоснабжение с открытым горячим водоразбором жилого сектора Советского административного округа города.

Основное топливо — газ, месторождение Комсомольско-Багандинское, теплота сгорания Qр = 8027 ккал/кг, вспомогательное топливо — мазут сернистый ТКМ-8, ТКМ-16, теплота сгорания Qр = 9670 ккал/кг.

Омская ТЭЦ-3 имеет установленную электрическую мощность 370 МВт, тепловую — 1 430 Гкал/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 высокой изношенностью других элементов теплоцентрали. В данном дипломном проекте предусматривается установка части энергоблока в существующем главном корпусе на месте демонтируемого оборудования (паровая турбина). Для размещения газотурбинных установок и котлов — утилизаторов предполагается строительство пристройки к главному корпусу со стороны котельного отделения.

Основное проектное оборудование цеха ПГУ:

две газотурбинные установки типа LM2500+G4 DLE номинальной электрической мощностью 31,14

два паровых котла-утилизатора типа Е-38,8/8,87-55/6,3-500/230 горизонтального профиля, производства ОАО "ЭМАльянс" г. Таганрог;

одна теплофикационная паротурбинная установка типа Т-14/23-5,5/0,18 номинальной электрической мощностью 23,8 МВт (в конденсационном режиме), производства ОАО "Калужский турбинный завод" г. Калуга

ПГУ работает следующим образом: в её основе лежит совместная работа газотурбинной и паротурбинной установок. Воздух из атмосферы поступает на вход воздушного компрессора ГТУ, который представляет собой осевую турбомашину. Ротор компрессора приводится в движение газовой турбиной. Поток сжатого воздуха подается в камеру сгорания, куда так же подается топливо. Топливом газотурбинной установки является природный газ. При сжигании топлива образуются продукты сгорания, имеющие температуру свыше 1000°С. Рабочие газы подаются в проточную часть газовой турбины, где расширяются практически до атмосферного давления, в результате чего вырабатывается механическая энергия. Большая часть этой энергии затрачивается на привод компрессора, а оставшаяся — на привод электрогенератора. Это, так называемый первый, или газотурбинный цикл работы электростанции, КПД на данном этапе составляет 35-39%. Отработавшие в ГТУ газы, имеющие высокую температуру, направляются в специальный котел — утилизатор, и здесь вступает в действие паротурбинная установка. Газы нагревают пар до температуры 500-600 оС, после чего он поступает в паровую турбину, к валу которой присоединен второй электрогенератор. Благодаря этому, ПТУ вырабатывает дополнительно около 20% электроэнергии. Таким образом, общий КПД электростанции на базе парогазовых установок достигает почти 60%.

В ПГУ подвод теплоты (сжигание топлива) осуществляется в основном только в камере сгорания ГТУ, где поддерживается высокий температурный уровень рабочего тела. Для производства пара в котле-утилизаторе теплота извне практически не подводится (параметрический дожиг топлива минимален или отсутствует), а используется теплота отработавших газов ГТУ. Отвод теплоты в ПГУ, также как и в ПТУ, осуществляется с отработавшим паром через регулируемые отборы и конденсатор паровой турбины. Главными преимуществами ПГУ по сравнению с ПТУ являются высокая экономичность, меньшая Потребность в охлаждающей воде, низкие вредные выбросы. Электростанции на базе парогазовых установок не только очень эффективны, но и отвечают самым жестким экологическим требованиям. Например, уровень выброса оксида азота, такими электростанциями, в 2-3 раза ниже.

Схема включения основных элементов парогазовой установки приведена на рис. 1.1

рисунок 1.1 — Схема включения основных элементов ПГУ

1.2 перечень существующего оборудования

Перечень основного существующего оборудования приведен в таблице 1.1

Таблица 1.1 — перечень основного существующего оборудования.

Тип оборудованияГод вводаКоличествокотлоагрегаты ТП-230-21954-19587котлоагрегаты ТП-821961-19644турбоагрегаты ПТ-25-90/10М19542турбоагрегаты Р-25-90/1819582турбоагрегат ПТ-60-90/1319591турбоагрегаты ПТ-60-130/131961-19633турбоагрегат Р-50-130-119641

1.3 тепловая схема

Строительство ТЭЦ велось в две очереди:

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

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 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 4×3000 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 Система топливоснабжения

основным видом топлива для энергетических и водогрейных колов является природный газ, резервным — мазут М — 40В.

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

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.

.5 Водоподготовка

Установка двухступенчатого Na-катионирования с предочисткой предназначена для восполнения потерь пара и конденсата в тепловой схеме ТЭЦ с котлами-утилизаторами давлением 5,5 МПа. Проектная производительность установки подпитки котлов по умягченной воде составляет 1500 м3/час. Источником технического водоснабжения Омской ТЭЦ-3 является сырая вода из р. Иртыш.

Сырая вода от напорных коллекторов насосной станции ОАО "Газпромнефть-ОНПЗ" подается в турбинный цех станции, где во встроенных пучках конденсаторов подогревается до температуры 40°С. 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 (сернокислым железом). 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), и поступает на установку Na-катионирования.

Существующая установка выполнена по схеме двухступенчатого Na-катионирования с параллельным включением фильтров. В качестве фильтрующего материала механических фильтров предочистки применяется термоантрацит отечественного производства.

Подавляющая часть оборудования водоподготовительной установки (ВПУ) химического цеха Омской ТЭЦ-3, введенного в эксплуатацию в 1950-1960 г. г. морально устарела и имеет ряд недостатков:

практически все осветлители устаревшей конструкции, не позволяют эффективно и экономично осуществлять предочистку воды, имеют до 50-60% износа;

насосное оборудование выпуска 1952-1955 г. на 80% имеет значительный износ корпусов и проточной части;

система дозирования реагентов в осветлитель не эффективна, что не позволяет достаточно точно создавать оптимальную дозу химических реагентов.

Осветлители работают недостаточно надежно, особенно после паводка, когда окисляемость воды в реке Иртыш достигает значения 40 мгО2/дм2 и более.

существующие осветлители на ТЭЦ-3 работают по устаревшей технологии: известкование совместно с коагуляцией и магнезиальным обескремниванием. процесс приготовления рабочего раствора известково-магнезитового молока достаточно трудоемкий, требует значительных затрат на реагенты и больших площадей под занимаемое оборудование

1.6 Технические решения по реконструкции

Анализируя приведенные данные, можно сделать вывод, о необходимости реконструкции теплоэнергоцентрали №3 г. Омска.

Реконструкцию и перевооружение основного оборудования ТЭЦ — 3 предусматривается проводить в 3 этапа:

Этап 1: Демонтажные работы выработавшего свой срок оборудования 1 очереди и параллельно им строительные работы (пристройка к существующему главному корпусу, вспомогательные здания системы газоснабжения)

Этап 2: Монтажные работы (монтаж основного и вспомогательного тепломеханического оборудования и трубопроводов, монтаж электротехнического оборудования);

Этап 3: Пусконаладочные работы.

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. Планируется заменить часть морально и физически устаревшего оборудования и разработать энергоблок схемы парогазовой установки.

2. Расчет тепловой схемы

2.1 Теоретические сведения

Тепловой схемой называют условное изображение взаимного расположения агрегатов и аппаратов электростанции, участвующих в технологическом процессе выработки электроэнергии и теплоты.

Различают принципиальную и полную тепловые схемы станции. Принципиальная схема должна наглядно показывать взаимную связь основных элементов электростанции, направление, параметры и расходы потоков рабочего тела в узловых точках тепловой схемы. Значения расходов обычно наносятся на принципиальную схему после проведения расчета, т.е. после решения уравнений материальных и тепловых балансов узлов, агрегатов и аппаратов, составляющих схему. На принципиальной схеме не показывается однотипное оборудование, расходы и параметры которого идентичны ранее рассмотренному, не показывается резервное оборудование, резервные магистрали, а также оборудование, не влияющее на тепловой баланс, например фильтры водоочистки, сборные баки и пр.

Задачей расчета тепловой схемы является определение параметров, расходов и направлений потоков рабочего тела в агрегатах и узлах, а также общего расхода пара, электрической мощности и показателей тепловой экономичности станции.

Имеются два вида расчета тепловой схемы:

метод последовательных приближений, основанный на предварительной оценке расхода пара на турбину с последующим его уточнением (через коэффициент недовыработки электроэнергии);

метод составления и решения балансовых уравнений (со сведением баланса на деаэратор).

рассмотрим подробнее данные методы.

2.1.1 Метод составления и решения балансовых уравнений

Последовательность расчета принципиальной тепловой схемы состоит из нескольких этапов:

этап — составление расчетной схемы установки, при этом заданы тип и мощности турбины, начальные параметры пара.

При составлении расчетной схемы на основе имеющегося опыта проектирования из приближенных зависимостей выбираются:

давление в конденсаторе;

схемы и основные параметры промежуточных систем турбины;

число и типы регенеративных подогревателей (а также и деаэратор), схема их включения;

температура питательной воды;

тип питательного насоса;

температура воды после ступеней подогрева и значения минимальных температурных напоров для теплообменников поверхностного типа;

схема отпуска теплоты потребителям;

способ и схема подготовки добавочной воды;

место включения испарителей и паропреобразователей;

схемы использования теплоты от различных элементов станции (уплотнения турбины, генератора, собственных нужд станции, продувки парогенератора, испарителя и т.д.).

этап — построение процесса расширения пара в проточной части турбины для определения энтальпий пара в точках отборов пара из турбины. Обычно для целей построения процесса используются данные испытаний проточной части, а для новых типов турбин данные газодинамического расчета проточной части. В случае отсутствия исходных данных по внутренним относительным КПД проточной части приходится по аналогии с существующими типами ориентироваться на среднее или по цилиндрам высокого, среднего и низкого давления. Иногда такое построение процесса расширения пара по средним КПД ведется между отсеками регулируемых отборов турбины.

Для рассчитываемого режима по имеющимся зависимостям определяют:

потери давления в паровпускных клапанах турбины

(2.1)

где р0 — давление перед стопорными клапанами, МПа;

в перепускных паропроводах между цилиндрами турбины

(2.2)

потери с выходной скоростью

, (2.3)

где сz — скорость выхода пара из ступени, м/с.

В турбинах с регулируемыми отборами потери давления в регулирующих устройствах при их полном открытии обычно равны 5-10% давления пара в камере регулируемого отбора ротб.

этап — определение расходов пара на элементы схемы и мощности турбины. Он может выполняться в следующей последовательности.

Составляется материальный баланс рабочего тела для турбоустановки в целом.

Суммарный расход всех потоков от внешних по отношению к рассчитываемой установке элементов (включая расход свежего пара, добавочной воды) должен быть равен суммарному расходу потоков от данной установки (расход питательной воды, потери рабочего тела, отбор на другие установки станции, на собственные нужды):

. (2.4)

потери рабочего тела, если отсутствуют точные данные, могут быть приняты на уровне 0,3-0,5 % расхода пара на турбину. Исходя из этого, определяется расход питательной воды.

Устанавливаются значения потоков, не связанных с работой теплообменного оборудования установки. К ним, например, относят потоки пара через уплотнения вала турбины, штоков клапанов (определяют расчетом или оценивают на основе данных по действующим турбоустановкам).

Определяются необходимые давления насосов конденсатно-питательного тракта.

Определяются параметры пара и воды в различных точках схемы. По известным значениям давления в отборах турбины определяют значение давления пара в соответствующих подогревателях.

Рассчитываются расходы потоков пара и воды. Основу расчета составляют уравнения материальных и тепловых балансов.

Расчет расхода пара в конденсатор производится по двум уравнениям материального баланса — турбины (на основе рассчитанных расходов отборного пара) и конденсатора — что является способом проверки правильности вычислений.

Расходы пара и воды рассчитывают или в абсолютных значениях Dr, или в долях расхода пара на турбину αr, где r — номер регенеративного подогревателя по ходу воды, исключая деаэратор, в котором давление обычно задано.

Определяют показатели тепловой экономичности турбоустановки: абсолютный электрический КПД турбоустановки (брутто и нетто); удельный расход пара, кг/кВт·ч; удельный расход теплоты; ккал/кВт·ч или кДж/кДж; расход электроэнергии на собственные нужды станции; КПД по производству электроэнергии; КПД по отпуску тепловой энергии; полный КПД, оценивающий общую тепловую экономичность; удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и другие показатели.

2.1.2 Метод последовательных приближений

Основывается на предварительной оценке расхода пара на турбину с последующим его уточнением (через коэффициент недовыработки электроэнергии паром отбора)

первые два этапа расчета аналогичны описанным в предыдущем пункте этапам 1 и 2.

этап — предварительный расчет или оценка расхода пара на турбину. Для стандартных типов турбин рекомендуется определять расход пара по заводским диаграммам режимов, если известны электрическая мощность и расход пара к внешним тепловым потребителям из регулируемых отборов турбины. Обычно расчет тепловой схемы выполняется для нескольких характерных режимов работы, зависящих от вида тепловой нагрузки потребителей, от графика работы станции в энергосистеме и от климатических условий района. Для технологической тепловой нагрузки обычно характерным режимом является максимальный зимний режим, т.е. максимальный расход пара на технологические нужды при номинальной или максимальной электрической мощности турбогенератора. Вторым характерным режимом для этого типа турбин является минимальный летний режим с минимальным расходом пара на технологические нужды и с номинальной или минимальной электрической мощностью.

Необходимые данные для расчета могут быть получены на основе промышленных испытаний турбин с включенным трубным пучком в конденсаторе. При проектировании новых типов турбин приходится предварительно определять расход пара по аналитическим формулам, например, для турбины с двумя регулируемыми отборами с учетом коэффициента регенерации,

(2.5)

где kр — коэффициент регенерации, учитывающий увеличение расхода пара на турбину из-за регенеративных отборов, kр ≥ 1;от, yпр — коэффициент недоиспользования мощности отопительного и промышленного отборов соответственно:

; (2.6)

i — используемый тепловой перепад в турбине при расширении пара от начальных параметров до давления в конденсаторе, кДж/кг;пр, hот — используемый тепловой перепад отопительного и производственного отборов, кДж/кг;пр, Dот — расход из отопительного и промышленного отбора на внешнее тепловое потребление в рассчитываемом режиме.

Определение расхода пара по вышеприведенным формулам обычно менее точно, чем по диаграммам режимов турбин. этой формулой пользуются при проектировании новых турбин и при инженерных расчетах, получая результат с погрешностью не более 1-2%, что при методе последовательных приближений вполне приемлемо.

этап — составление уравнений тепловых и материальных балансов для основных узлов и аппаратов и тепловой схемы. Составление тепловых и материальных балансов начинают с парогенератора и продолжают против хода питательной воды последовательно для всех ПВД, что связано с направлением потоков дренажа конденсата греющего пара регенеративных отборов турбины от всех подогревателей высокого давления (ПВД) к деаэратору — каскадный слив.

Для деаэратора составляется материальный и тепловой балансы всей турбоустановки для уточнения добавочных потоков рабочего тела и определения расхода пара на деаэратор и основного конденсата, поступающего от подогревателей низкого давления (ПНД). При составлении тепловых балансов искомыми величинами обычно являются расходы пара в регенеративные отборы для заданного режима работы установки.

После решения материального и теплового баланса деаэратора составляются и решаются тепловые балансы ПНД. Затем определяются по

материальному балансу поток пара, поступающий в конденсатор.

потери теплоты в окружающую среду с учетом изоляции горячих поверхностей (t > 50⁰С) принимают в размере 1 — 2 % расхода теплоты в них. Для этого при расчете умножают расход теплоты греющей среды на КПД подогревателя ηпод = 0,98ч0,99.

этап — проверка принятого ранее расхода путем сложения всех отборов пара из турбины с расходом пара идущего в конденсатор

(2.7)

где — сумма регенеративных отборов — от 1-го до i-го отборов, т/ч; Dк — расход пара в конденсатор турбины, т/ч. полученное по расчету значение Dт должно совпадать с принятым предварительным значением Dт. 6 этап — определение электрической мощности, кВт, развиваемой турбогенератором в принятом для расчета режиме.

, (2.8)

где hi — используемый тепловой перепад для i-го регенеративного отбора, кДж/кг.

Если полученная по расчету мощность Nэ отличается от заданной мощности, то этого режима N, то следует определить

(2.9)

Значение ΔN считается допустимым, если оно не превосходит 1%. Это расхождение означает, что принятый предварительно расход пара на турбину больше или меньше расхода, отвечающего заданной мощности N. Если расхождение превышает требуемое значение, следует повторить расчет схемы, начиная с 4 этапа, введя поправку к предварительно принятому расходу пара на турбину,

(2.10)

новый расход пара на турбину, т/ч,

(2.11)

соответственно больше или меньше ранее принятого в зависимости от того, меньше или больше полученная по расчету мощность турбогенератора NРэ. Если повторный расчет не позволяет войти в требуемые пределы по ΔN, то операция приближения повторяется заново. Обычно бывает достаточным второе приближение даже при жестких требованиях к пределам по ΔN. Приближение даже при жестких требованиях к пределам по ΔN.

этап — определение показателей тепловой экономичности турбинной установки. Обычно требуется определить удельные расходы теплоты и топлива на выработку и отпуск электроэнергии и теплоты внешним потребителям.

2.2 Описание проектируемой тепловой схемы ПГУ

отработанные отходящие газы после газотурбинной установки направляются в котел — утилизатор, где за счет утилизации тепла выхлопных газов образуется пароводяная смесь. Далее в пароперегреватели повышаются параметры рабочего тела.

Перегретый пар поступает в цилиндр турбины имеющей два контура давления. По трубопроводу высокого давления пар из ПГ направляется в контур высокого давления турбины. Часть пара через первый, второй и третий отборы направляется на регенеративный подогрев в подогреватели высокого давления ПВД1-ПВД3 и деаэратор. Из последнего отбора часть пара (расчетная) идет на производственные нужды (Dп). В контуре низкого давления имеется четыре отбора, через которые меньшая часть пара распределяется на подогреватели низкого давления ПНД4-ПНД7, из шестого и седьмого отборов значительная часть пара поступает в сетевые подогреватели СП1, СП2 для поддержания температурного графика в тепловых сетях. Пар, совершивший работу в турбине, через выхлопные патрубки поступает в конденсатор, где охлаждается и конденсируется, отдавая свою теплоту циркуляционной воде.

С помощью конденсатного насоса конденсат проходит эжектор, где поддерживается глубокий вакуум, далее через сальниковый подогреватель направляется в подогреватели ПНД7-ПНД4, в которых происходит изменение температуры и давления рабочего потока.

После многоступенчатого подогрева конденсат поступает в активную часть колонки деаэратора, где смешивается с подпиточной водой. Вода, поступающая на деаэрацию, через патрубки вводится в смесительное устройство, расположенное в верхней части колонки. Стекая вниз, она рассеивается в смесительном устройстве, что облегчает выделение газов при ее вскипании. Снизу, навстречу воде, через патрубки деаэрационной колонки подается пар из отбора цилиндра турбины. Насыщенная газами паровоздушная смесь отсасывается через патрубок в верхней части колонки.

Деаэрированная вода поступает в аккумулятор деаэратора, емкость которого служит резервом, и используется в аварийных случаях. Отсюда приготовленная вода самотеком поступает на питательный насос, который нагнетает ее в подогреватели ПВД3-ПВД1. после трехступенчатого подогрева рабочий поток направляется в котел.

В данных проекте расчет тепловой схемы производится по предварительно заданному расходу пара на турбину только на один режим, соответствующий наибольшей мощности.

2.3 исходные данные для расчета тепловой схемы

Таблица 2.1 — исходные данные для расчета принципиальной тепловой схемы ТЭЦ с ПГУ.

ПараметрВеличинаМощность генератора Nэ, МВт23начальное давление пара P0, МПа5,5Начальная температура пара t0, МПа521Часовой расход пара на производственные нужды Dпр, т/ч7Часовой расход тепла на отопление Qот, ГДж/ч80Конечное давление пара в конденсаторе Pк, МПа0,004

2.4 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины

вторая фаза рабочего потока начинается с конденсатора, температуру которого можно определить по заданному давлению Pк и таблице водяного пара (по давлению) [2]. В данном случае — при Pк=0,004 МПа и tк=28,96°С. Далее конденсатным насосом (КН) конденсат направляется в эжекторный и сальниковый подогреватели. Исходя из анализа литературных источников температуру подогрева конденсата для рассматриваемого типа турбин в данных подогревателях (tэж и tсп) можно принять равной 3-5°С [7-9].

Определение давления в нерегулируемых отборах может производиться исходя из равномерного подогрева конденсата и питательной воды. При таком распределении температуры схема близка к наиболее экономичной. Соответственно весь интервал подогрева конденсата от температуры за сальниковым подогревателем (СП) до температуры питательной воды, поступающей в котел, разбивается примерно на равное число частей по количеству регенеративных отборов, учитывая при этом параметры деаэратора. Согласно условиям работы типового деаэратора с рабочим давлением P=0,6 МПа, температура питательной воды на выходе из него tд должна быть не менее 158°С.

Учитывая суммарный подогрев в эжекторном и сальниковом подогревателях, температура нагрева конденсата в одной ступени подогревателя низкого давления определится по выражению, °С:

, (2.12)

где tэж и tсп − температура подогрева конденсата в эжекторном и сальниковом подогревателях, °С;

nнд =5 — число ступеней подогрева конденсата отборами от ЦНД (в четырех подогревателях низкого давления и деаэраторе).

Аналогично определяется температура подогрева питательной воды в одной ступени ПВД, °С:

(2.13)

где — температура питательной воды, поступающей в котел (ПГ), принимается на основе рекомендаций [5];

nвд = 3 — число ступеней подогрева конденсата отборами от ЦВД (в трех подогревателях высокого давления).

Рекомендуемое количество регенеративных подогревателей от ЦНД и ЦВД принимается на основе рекомендаций [15].

По результатам распределения температур, пользуясь данными таблиц теплофизических свойств воды и водяного пара [2] и (h,s) — диаграммой процесса расширения пара в турбине составим сводную таблицу параметров в основных точках схемы (табл. 2.2)

Таблица 2.2 — Расчетные параметры пара и воды.

№Наименование величиныЭлементы тепловой схемыПВД1ПВД2ПВД3ДПНД4ПНД5ПНД6ПНД71температура воды перед подогревателем,°С20818315813310884, 19260,38436,5762Энтальпия воды перед подогревателем, кДж/кг888,51776,32666,80559,10452,80352,50252,70153,703температура воды за подогревателем,°С233208183158133109, 19285,38461,5764Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг1004888,51776,32666,80559,10457,8357,5257,75температура конденсата греющего пара,°С238213188158137113, 19289,38464,5766Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг1028911,4798,7666,8576,2474,8374,3270,37давление пара в подогревателе, МПа3,2282,0231,20,5870,3320,1590,0690,0258Давление пара в отборах, МПа3,392,121,261,260,350,170,070,039Энтальпия пара в отборах, кДж/кг3190310530063006279826992660262510используемый теплоперепад, кДж/кг36047858358378590512151347

2.5 Определение расхода пара и питательной воды

Расход пара на турбину может быть определен по аналитической формуле:

(2.14)

где Kр =1,15 — коэффициент регенеративного подогрева, учитывающий увеличение расхода пара на турбину из отборов. В практике он зависит от конечного значения подогрева питательной воды, количества регенеративных подборов, типа турбины и начальных параметров. Для турбин с промышленными и теплофикационными отборами принимается на основе [8].

H0 − располагаемый тепловой перепад на турбине, кДж/кг;

— относительный электрический КПД турбогенератора;

Yпрi — коэффициент недоиспользования мощности i-го промышленного отбора;

Yотi — коэффициент недоиспользования мощности i-го отопительного отбора.

Располагаемый тепловой перепад на турбине определяется по формуле:

0= h0- hк, (2.15)

где h0 =3504 кДж/кг и hк =1857 кДж/кг- начальная и конечная энтальпия пара определяются по (h,s) — диаграмме.

таким образом, для рассматриваемых исходных данных располагаемый тепловой перепад на турбине составит:

0= 3592-1857=1735 кДж/кг.

Относительный электрический КПД турбогенератора можно найти из формулы:

, (2.16)

где

=0,85 — общий внутренний относительный КПД турбины, — механический КПД турбины, — КПД генератора турбины, Коэффициент недоиспользования мощности промышленного отбора Yпр определяется из выражения:

(2.17)

где hпр= 583 кДж/кг — используемый тепловой перепад производственного отбора, для рассматриваемого случая соответствует третьему регулируемому отбору и принимается по табл.2.2 (строка 10).

Hi = H0∙ηoi — используемый турбиной тепловой перепад, кДж/кг.

Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов Yот определяется из выражения:

(2.18)

где hот — используемый тепловой перепад отопительного отбора, кДж/кг. поскольку согласно принципиальной тепловой схеме ТЭЦ, отопительными отборами являются шестой и седьмой регулируемые отборы, то для каждого отбора будет собственное значение hот. В рассматриваемой схеме для шестого отбора соответствующего второму сетевому подогревателю (СП2) = 1215 кДж/кг, а для седьмого отбора соответствующего первому сетевому подогревателю (СП1) = 1347 кДж/кг (численные значения принимаются по 10 строке табл.2.2).

учитывая, что теплосодержание пара в отопительных отборах в среднем соответствует 2642,5 кДж/кг (см. строку 9 табл.2.2 для ПНД 6 и ПНД 7), то производительность отопительных отборов составляет, т/ч:

(2.19)

По экономическим соображениям в практике принято, что из последнего отбора турбины отпускается до 70 % от Dот, тогда

таким образом, расход пара на турбину составляет, т/ч:

Производительность парогенератора определяется по выражению, т/ч:

где

Dсн — расход пара на собственные нужды принимается согласно рекомендаций [6] 1,2 % от Dт, т/ч.

сн=∙0,012=0,92,

Расход питательной воды на котлы рассчитывается по формуле, т/ч:

где Dпрод — расход продувочной воды котлом, т/ч, который составляет 1,5 % от [6].

прод=0,015∙77,56=1,16,

2.6 Составление теплового баланса по ПВД

Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПВД1 примет вид:

Dотб1 (hотб1- hк1) ηпод=Dп. в (hп. в- hп. в2), (2.20)

где Dотб1 — расход пара из первого отбора, т/ч;

hотб1= 3190 кДж/кг — энтальпия греющего пара (табл.2.2);

hк1=1028 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара (табл.2.2);

ηпод=0,98 — среднее hп. в=1004 кДж/кг — энтальпия питательной воды перед котлом (табл.2.2);

hп. в2=888,51 кДж/кг — энтальпия питательной воды за ПВД2 (табл.2.2).

Определим из формулы (2.12) неизвестный расход греющего пара из первого отбора турбины:

Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПВД2 примет вид:

(2.21)

где Dотб2 — расход пара из второго отбора, т/ч;

hотб2= 3105 кДж/кг — энтальпия греющего пара (табл.2.2);

hк2=911,4 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара (табл.2.2);

hп. в3=776 кДж/кг — энтальпия питательной воды за ПВД3 (табл.2.2).

Определим из формулы (2.13) неизвестный расход греющего пара из второго отбора турбины:

Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПВД3 примет вид:

(2.22)

где Dотб3 — расход пара из третьего отбора, т/ч;

hотб3= 3006 кДж/кг — энтальпия греющего пара (табл. 2.2);

hк3=798,7 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара (табл. 2.2);

hд=666,8 кДж/кг — энтальпия питательной воды за деаэратором (табл.2.2);

Определим из формулы (2.22) неизвестный расход греющего пара из третьего отбора турбины:

2.7 Расчет деаэратора

Деаэратор — элемент тепловой схемы, в котором происходит термическое удаление растворенных газов из собираемых потоков конденсата от ПВД, основного конденсата турбины, возвращаемого от промышленных потребителей, греющего пара регенеративного отбора, потока химически очищенной добавочной воды и конденсата из сепараторов непрерывной продувки. тепловой расчет деаэратора на основании схемы, включает в себя составление и решение уравнений материального и теплового баланса.

Составим материальный баланс деаэратора для рассматриваемой нами тепловой схемы:

к1+Dк2+Dк3+Dупл+Dсеп1+ Dд+Dк. д=Dп. в+ Dут, (2.23)

где Dупл — суммарные потери пара через уплотнения, т/ч, для рассматриваемого типа турбин укрупнено принимаются 1,5 % от расхода пара на турбину Dт [9];

Dсеп1 — количество пара поступающего от первой ступени сепаратора в деаэратор, т/ч;

Dд — количество пара, поступающего из третьего отбора турбины на деаэрацию (определяемое), т/ч;

Dк. д. — количество конденсата основного потока, поступающего в деаэратор (определяемое), т/ч;

Dут — внутристанционные потери конденсата, т/ч, (условно принимаются из расчета деаэратора), для рассматриваемых схем принимаются 1,2 % от расхода пара на турбину Dт [9].

Суммарные потери пара через уплотнения определяются по выражению, т/ч:

Dупл=0,015∙Dт, (2.24)

Dупл=0,015∙76,64=1,1.

количество пара поступающего в деаэратор от первой ступени сепаратора рассчитывается из формулы:

(2.25)

где hпр = 1570,9 кДж/кг — энтальпия воды в барабане котла при давлении 14 МПа (принимается по [2] на 0,5 МПа выше начального давления пара); hсеп1 = 670,5 кДж/кг — энтальпия продувочной воды, сливаемой из первой ступени сепаратора в деаэратор (принимается по [2] на основе рабочего давления в деаэраторе); r1= 2085,6 кДж/кг- теплота парообразования при рабочем давлении деаэратора Pд=0,6 МПа (принимается по [2]).

Внутристанционные потери конденсата определяются по выражению, т/ч:

Dут=0,012∙Dт, (2.26)

Dут=0,012∙76,64=0,92.

после подстановки полученных величин в выражение (2.23) получим:

Для нахождения неизвестных величин составим тепловой баланс деаэратора:

( (Dк1+Dк2+Dк3+Dупл) ∙hк3+ Dд∙ hд+ Dсеп1∙ hсеп1) ∙ηпод+ Dк. д∙ hз4=

= (Dп. в+ Dут) ∙ hп. в, (2.27)

где

hк3=798,7 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара за ПВД 3 (по табл.2.2)

hд=hотб3=3006 кДж/кг — энтальпия пара из третьего отбора турбины, идущего на деаэрацию (по табл.2.2);

hсеп1=2756,1 кДж/кг — энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе первой ступени при рабочем давлении 0,6 МПа (по таблицам [2]);

hз4=559,1 кДж/кг — энтальпия конденсата основного потока поступающего в деаэратор (по табл.2.2);

hп. в=666,8 кДж/кг — энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора (по табл. 2.2).

Подставим полученные значения в уравнение (2.27), получим:

(4,29+3,89+3,57+1,1) ∙798,7∙0,98+Dд∙3006∙0,98+0,303∙2756,1∙0,98+Dк. д∙559,1= (78,73+0,92) ∙666,8,

Решая систему двух уравнений — (2.23) и (2.27), получим:

Dд=2,11 т/ч,

Dк. д=64,34 т/ч.

2.8 Составление теплового баланса по ПНД

Составим тепловой баланс ПНД4 согласно рис.1, получим:

Dотб4 (hотб4- hк4) ηпод=Dк. д (hз4- hп4), (2.28)

где Dотб4 — расход пара из четвертого отбора, т/ч;

hотб4= 2798 кДж/кг — энтальпия греющего пара (табл. 2.2);

hк4=576,2 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара (табл. 2.2);

hз4=559,10 кДж/кг — энтальпия конденсата основного потока за ПНД4 (табл.2.2);

hп4=452,8 кДж/кг — энтальпия конденсата основного потока перед ПНД4 (табл.2.2).

Преобразуем (19) относительной Dотб4:

т/ч

Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПНД5 примет вид:

(Dотб5∙ (hотб5- hк5) + Dк4∙ (hк4- hк5)) ηпод= (Dк. д- (Dк4+ Dк5)) (hз5- hп5), (2.29)

где Dотб5 — расход пара из пятого отбора турбины, т/ч;

hотб5= 2699 кДж/кг — энтальпия греющего пара (табл.2.2);

hк5= 474,8 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара;

Dк4=Dотб4=3,14 т/ч — количество конденсата греющего пара после ПНД4;

hз5 = 457,8 кДж/кг — энтальпия конденсата основного потока за ПНД5

(табл.2.2);

hп5 =352,5 — энтальпия конденсата основного потока перед ПНД5 (табл.2.2);

Dк5= Dотб5 — количество конденсата греющего пара после ПНД5.

после подстановки найденных величин в формулу (2.29) получим:

(Dотб5∙ (2699- 474,8) + 3,14∙ (576,2- 474,8)) ∙0,98= ( (64,34- (3,14+ Dк5)) ∙ (457,8-352,5), Dотб5= Dк5=2,63

Расход рабочего потока через ПНД5 составит, т/ч:

Dк. д= Dк. д- Dк4 Dк5

Dк. д=64,34-3,14-2,63=58,56

количество пара, поступающего в конденсатор, определяется по выражению, т/ч:

Dк= Dт- (Dотб1+Dотб2+Dотб3+Dупл+Dд+Dпр+Dотб4+Dотб5+

+Dот+Dотб6+Dотб7+Dсп+Dэж) (2.30)

где Dотб6 — расход греющего пара из шестого отбора турбины, т/ч;отб7 — расход греющего пара из седьмого отбора турбины, т/ч;

Dсп -расход пара на сальниковый подогреватель, т/ч, для рассматриваемого типа ТЭС принимается в размере 1% от расхода пара на турбину Dт [9];

Dэж — расход греющего пара через эжекторный подогреватель, т/ч, усредненной составляет 0,3 % от расхода пара на турбину Dт [9].

Расход пара на сальниковый подогреватель составит, т/ч:

сп=0,01∙Dт

Dсп=0,01∙76,64=0,77.

Расход пара через эжекторный подогреватель составит, т/ч:

эж=0,003∙ Dт Dэж=0,003∙76,64=0,23

после подстановки значений известных величин выражение (2.30) примет вид:

к= 76,64- (4,29+3,89+3,57+1,1+2,11+80+3,14+2,63+

+30,27+Dотб6+Dотб7+0,77+0,23), (2.31)

Для нахождения неизвестных величин шестого и седьмого отборов пара запишем уравнения теплового баланса для ПНД 6 и ПНД 7.

Согласно тепловой схеме уравнение теплового баланса для ПНД 7 аналогично уравнению для ПВД1:

отб7∙ (hотб7- hк7) ∙ηпод=Dк (hз7- hп7), (2.32)

где hотб7=2625 кДж/кг — энтальпия греющего пара из седьмого отбора турбины (табл.4);

hк7=270,3 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара из седьмого отбора турбины (табл.4);

hз7=257,7 кДж/кг — энтальпия конденсата основного потока за ПНД7

(табл.4);

hп7=157,3 кДж/кг — энтальпия конденсата основного потока перед ПНД7

(табл.4);

Dк — расход конденсата основного потока через ПНД7 определяется по формуле:

к= Dк+ Dэж+ Dсп+ Dк7, (2.33)

где Dк7= Dотб7 — расход конденсата греющего пара седьмого отбора после ПНД7.

После подстановки (2.22) в (2.24) получим:

к= 22,85-Dотб6. (2.34)

Выразим из (2.23) с учетом (2.25) расход греющего пара на ПНД7:

Согласно схеме, уравнение теплового баланса подогревателя ПНД6 примет вид:

(Dотб6∙ (hотб6- hк6) + Dсеп2∙ (hсеп2- hк6) ∙ηпод =Dк∙ (hз6- hп6), (2.35)

где hотб6=2660 кДж/кг — энтальпия греющего пара из шестого отбора турбины (табл.2.2);

hк6=374,2 кДж/кг — энтальпия конденсата греющего пара из седьмого отбора турбины (табл.2.2);

hз6=357,5 кДж/кг — энтальпия конденсата рабочего потока за ПНД6 (табл.2.2);

hп6=252,7 кДж/кг — энтальпия конденсата рабочего потока перед ПНД6 (табл.2.2);

Dк. сп2=9,08 т/ч — количество конденсата после второй ступени сетевого подогревателя (СП2), принимается по расчету на основе формулы (2.19).

После подстановки найденных величин в (2.27), с учетом (2.26) получим:

Решив уравнение относительно Dотб6, получим, т/ч: Dотб6=1,39.

таким образом, расход пара из седьмого отбора турбины составит, т/ч:

В соответствии с (2.31) количество пара, поступающего в конденсатор Dк, т/ч, будет равно: Dк=15,24

2.9 Определение электрической мощности турбины

Для проверки правильности проведенного расчета определим внутреннюю мощность турбины по выражению, МВт:

где Di — расход срабатываемого пара, т/ч;

hiиспользуемый теплоперепад соответствующего расхода, кДж/кг.

i= (Dотб1∙h1+ Dотб2∙h2+ (Dотб3+ Dупл+ Dд+ Dпр) ∙h3+ Dотб4∙h4+ Dотб5∙h5+

(Dотб6+) ∙h6+ (Dотб7++ Dэж+ Dсп) ∙h7+ Dк∙ Hi) /3600, (2.36)

Ni= (4,29∙360+3,89∙478+ (3,57+1,1+2,11+80) ∙583+3,14∙785+2,63∙905+

+(1,03+9,08) ∙1215+ (0,98+21,9+0,23+0,77) ∙1347+15,24∙1474,4) /3600=23,34

электрическая мощность турбогенератора для номинального режима составит, МВт:

Nэ= Niηмηг, (2.37)

Nэ= 23,34∙0,98∙0,98=22,31

Как видно из расчета, мощность турбины составляет около 98,15 % от проектируемой мощности турбогенератора (22,73), т.е. расхождение мощностей составляет 1,85 %.

3. Выбор основного оборудования для пусковой схемы ПГУ-90

3.1 Газотурбинная установка

Газотурбинная установка LM-2500 (GE), выполнена в виде двухвального турбоагрегата (газогенератор и силовая турбина), работающего по простому термодинамическому циклу, при начальной температуре газа перед первой ступенью около 1000 ⁰С, температуре газов на выходе из турбины 540 ⁰С.

На входе в ГТУ установлено комплексное воздухоочистительное устройство (КВОУ) предназначенное для очистки поступающего воздуха от твердых частиц, пыли и минеральных солей.

Для повышения давления природного газа поступающего на вход в ГТУ используются газодожимные компрессора. А в пункте подготовки газа для измерения расхода природного газа установлен коммерческий счетчик.

Газогенератор LM2500 предназначен для выработки потока горячего сжатого газа, приводящего во вращение силовую турбину. Номинальная частота вращения 10300 об/мин. Газогенератор состоит из компрессора и турбины высокого давления. Компрессор включает в себя 17 ступеней давления (входной направляющий аппарат и первые семь ступеней направляющего аппарата обладают изменяемой геометрией, что обеспечивает работу компрессора без срывных явлений). Степень повышения давления 23:

. Расход газа на выходе из газогенератора 90,2 кг/с.

Осевой компрессор LM-2500 состоит из: корпуса подводящего воздуховода и входной улитки компрессора, 17-ступеней сжатия воздуха. первые семь ступеней компрессора с изменяемой геометрией.

Турбины газогенератора — имеющий один вал с компрессором состоит из 2 ступеней. охлаждение ступеней турбины осуществляется воздухом, отбираемым из части высокого давления компрессора.

Силовая турбина (СТ) спроектирована на скорость вращения 6100 об/мин. СТ преобразует энергию горячего потока газов после газогенератора а механическую энергию. Она имеет не связанный с газогенератором ротор и работает на выработку электроэнергии. Частота вращения понижается до 1500 об/мин через понижающий обороты редуктор, соединенный через муфту с электрогенератором. На выходе газов силовой турбины установлен выходной диффузор и шумоглушители, сообщенный через переходной диффузор с газовым трактом котла — утилизатора.

Камера сгорания LM-2500 одинарная, кольцевая и содержит четыре основных компонента, соединенных заклепками; это узел раструба (диффузор), колпак, внутренняя юбка и внешняя юбка. На колпаке установлены тридцать завихряющих осевых чашек (по одной на наконечнике каждого топливного сопла), которые обеспечивают стабилизацию пламени и перемешивание топлива с воздухом.

Газовое топливо вводится в камеру сгорания через 75 предварительных смесителя типа воздух/газ, установленных в 30 модулях, которые могут быть сняты и заменены с наружной стороны камеры сгорания. Предварительные смесители образуют чрезвычайно равномерную бедную смесь топлива и газа.

Данным дипломным проектом предусматривается установка двух ГТУ на основе газовых турбин LМ2500+G4 технические характеристики, которой приведены в табл. 3.1

Таблица 3.1 — Технические характеристики газотурбинной установки LМ2500+G4.

Наименование показателейВеличинаМощность, МВт31,85Удельный расход тепла при низшей теплоте сгорания топлива, кДж/кВт-эл. час9500Расход отходящих газов, кг/с90,2Температура отходящих газов,°С540Выбросы, мг/м3 (15% O2) окислы азота / окись углеродаГазообразное или жидкое топливо, с впрыском воды51/72 (газ), 86/6 (ж. топливо) Газообразное топливо с впрыском пара (соотношение) 51/211

3.2 Котел-утилизатор

Котельная установка состоит из двух модернизированных котлов-утилизаторов Е-38,3/8,1-5,5/0,63-521/230, на каждом из которых по выхлопным газам подключен к одной газовой турбине.

Котел-утилизатор предназначен для выработки пара двух давлений при работе, в составе парогазовой установки установленной мощностью 90 МВт за счет утилизации тепла выхлопных газов от газовой турбины. ПГУ-90 предназначен для работы в полупиковом классе использования.

Индексы в обозначении котла-утилизатора означают следующее:

Е — тип котла-утилизатора с естественной циркуляцией;

,3 — паропроизводительность контура высокого давления (ВД), т/ч;

,1 — паропроизводительность контура низкого давления (НД), т/ч;

,5 — давление пара на выходе из контура высокого давления (абс.), МПа;

,6 — давление пара на выходе из контура низкого давления (абс.), МПа;

— температура пара на выходе из контура высокого давления, єС;

— температура пара на выходе из контура низкого давления, єС.

Гарантийные показатели устанавливаются для режимов работы котла-утилизатора на продуктах сгорания природного газа при номинальной нагрузке газовой турбины, при температурах наружного воздуха +15°С, атмосферном давлении 995 гПа, относительной влажности воздуха φ=68%, температуре конденсата на входе в КУ +47,8°С

Таблица 3.2 — основные технические характеристики КУ.

Наименование показателейЕдиницы измеренияВеличинаПараметры пара ВД на выходе из котла: Расходт/ч38,3ДавлениеабсолютноеМпа (кгс/см2) 5,5 (56,08) избыточноеМпа (кгс/см2) 5,5 (55,04) температура°С521Допустимый перепад статических давлений в газовом тракте КУ (от компенсатора входного газохода до среза дымовой трубы), не болееПа (мм вод. ст.) 3000 (305,9) диапазон рабочих нагрузок КУ%50-100*Номинальная теплопроизводительность КУМВт40,992температура дымовых газов на входе в КУ°С540давление дымовых газов на выходе из ГТУ (навходе в подводящий газоход) Па (мм вод. ст.) 3500Габаритные размеры КУ с учетом подводящего газохода-диффузора длиной 12 м: глубина ширина высотам 36,0 11,0 20,0Масса КУт615Масса элементов КУ, работающих под давлениемт320

3.3 Паротурбинная установка

Стационарная теплофикационная турбина паровая Т-14/23-5,5/0,18 предназначена для непосредственного привода электрического генератора переменного тока. Турбина комплектуется синхронным электрическим генератором типа ТТК-25-2УЗ производства ОАО "Привод", россия, мощностью 25 МВт, номинальной частоты вращения 50 с-1 (3000 об. /мин) с воздушным охлаждением.

Паротурбинная установка в части пароводяного тракта включает систему пара уплотнений с конденсатором и эжекторной группой, регулирующими клапанами пара уплотнений, впрыском охлаждающей воды на сбросах и конденсационную систему с поверхностным конденсатором с конденсатосборником, двумя конденсатными насосами и схемой подпитки ХОВ с арматурой для регулирования уровня конденсата в конденсаторе;

Мощность (на клеммах генератора):

·Номинальная (в теплофикационном режиме) — 14,7 МВт

·максимальная (в конденсационном режиме) — 23, 8 МВт

Основные технико-экономические характеристики паровой турбины при tнв=15 ?С, Рнв=0,995 относительная влажность 68% сведены в табл.3.3

Таблица 3.3 — характеристики паровой турбины Т-14/23-5,5/0,18

НаименованиеЕдиница измеренияЧисло измеренияМаксимальная мощность ГенератораМВт23,08параметры пара высокого давленияРасходт/ч88Температура⁰С521давление (абс) МПа5,5Параметры пара низкого давленияРасходт/ч16,2температура⁰С226Давление (абс) МПа0,599параметры пара на выходе из ПТРасход пара в конденсаторт/ч91,88температура⁰С42,3Давление (абс) МПа8,33

Паровая турбина имеет регулируемый отопительный отбор пара и конденсатор. Пар из отопительного отбора подается в пароводяные подогреватели сетевой воды. Сетевая вода подается в город для отопления и горячего водоснабжения. При сниженных тепловых нагрузках часть электроэнергии может вырабатываться в конденсационном режиме.

4. Поверочный расчет котла — утилизатора

исходными данными для расчета котла-утилизатора являются значения приведенные в табл. 4.1

Таблица 4.1 — Исходные данные для расчета котла — утилизатора

ПараметрОбозначениеЗначениеРазмерностьРасход газов через котел-утилизаторG037,48м3/сТемпература газов перед котлом — утилизаторомt’г540°СТребуемое давление перегретого параРпп5,5МПаТемпература перегретого параtпп521°СТемпература питательной воды на входе в котел — утилизаторtпв230°С

объемная теплоемкость газов при входе в котел-утилизатор подсчитывается как теплоемкость смеси газов по формуле:

(4. 1)

Таблица 4.2 — Содержание и теплоемкость газов, cр, i кДж/ (м3К) при заданной температуре на входе и выходе из котла.

t, 0CN2COCO2H2OSO2H260 %16 %7 %41 %12 %1281,3041,30131,71321,50561,8131,29055401,33271,34311,99671,58932,0721,307

По данным технических характеристик приведенных заводом

изготовителем зададимся температурой дымовых газов на выходе из котла утилизатора 128 0С, при ней объемная теплоемкость газов при выходе из котла-утилизатора подсчитывается как теплоемкость смеси газов по формуле:

Энтальпия газов на входе в котел-утилизатор, кДж/м3:

(4. 2)

Энтальпия газов на выходе из котла-утилизатора, кДж/м3:

(4. 3)

По вычисленным значениям H’г и H»г строят график зависимости изменения энтальпии газов в газоходах котла. Зависимость Hг от изменения tг — практически линейная. При дальнейшем расчете, определив из уравнения теплового баланса энтальпию газов в том или ином газоходе, по H-t диаграмме определяют температуру газов.

Энтальпию перегретого пара hпп при заданных значениях температуры tпп и давления Рпп перегретого пара, температуру пара в барабане ts и его энтальпию h² (при условии, что степень сухости пара, выходящего из барабана, х=I) определяют по h-S диаграмме или по таблицам сухого насыщенного и перегретого пара. При этом давление пара в барабане определяют как сумму давления перегретого пара и гидравлического сопротивления пароперегревателя DР»0,1Рпп:

(4. 4)

Энтальпия кипящей воды определяется по табл.4.3 для сухого насыщенного пара и воды на линии насыщения.

Таблица 4.3 — Удельные объемы и энтальпии сухого насыщенного пара и воды на кривой насыщения

Р, кг/см251015202530354045T, 0C151,1179,0197,4211,4222,9232,8241,4249,2256,2v, м3/кг0,3829, 1980,1340,1010,0810,0680,0580,0510,045h¢, кДж/кг637,3759,2839,7904,6957,81004104510831117h², кДж/кг274927782792279928032804280428102800

Энтальпия питательной воды с достаточной для практических расчетов точностью может быть рассчитана (при давлениях до 15 МПа) по выражению, кДж/кг:

(4. 5)

температура пара в барабане котла определённая по H-s диаграмме: ts = 256,13 0С

Энтальпия пара в барабане котла определённая по H-s диаграмме: h" = 2784,043 кДж/кг

Энтальпия кипящей воды в барабане котла определённая по H-s диаграмме: h’ =1216,726 кДж/кг

Энтальпия перегретого пара на выходе из котла: 2784,043 кДж/кг

4.1 тепловой баланс и паропроизводительность котла — утилизатора

Основными уравнениями для проведения теплового расчета котла-утилизатора являются уравнения теплового баланса и уравнение теплопередачи:

(4. 6)

(4. 7)

(4. 8)

где Qг — теплота, отданная дымовыми газами, кВт; Qт — теплота, воспринятая рассчитываемой поверхностью нагрева, или тепловосприятие котла-утилизатора, кВт; φ — коэффициент сохранения тепла, учитывающий его потери в окружающую среду (принимается φ=0,98); Dпп — паропроизводительность котла-утилизатора, кг/с; hппэнтальпия перегретого или насыщенного пара на выходе из котла, кДж/кг; hпвэнтальпия питательной воды, кДж/кг; Go — объемный расход газов при нормальных условиях, м3/ч; k — коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2·К); Dпррасход воды на продувку котла; кг/с: , где величина непрерывной продувки котла, % (принимаемая не более 5%); F — расчетная поверхность нагрева, м2; Dt — температурный напор,°С.

Расчет ведется методом последовательных приближений. Задавшись в первом приближении температурой газов на выходе из котла, из уравнения теплового баланса определяют количество теплоты, отданное дымовыми газами Qг. Приравнивая правые части уравнений теплового баланса (4.6), (4.7) находят паропроизводительность котла-утилизатора Dпп. Отсюда теплота, отданная дымовыми газами кВт:

Расход продувочной воды из барабана кг/с:

Паропроизводительность кг/с:

4.2 Расчет пароперегревателя

Расчет котла-утилизатора, имеющего пароперегреватель, начинается с расчета последнего, затем следует расчет испарительной поверхности. Теплота, идущая на перегрев пара, кВт:

(4.9),

С учетом затрат теплоты на подогрев пара в пароперегревателе рассчитывают энтальпию газов за ним, кДж/м3:

(4.10)

Далее, используя полученные значения, по H-s диаграмме определяют температуру газов за пароперегревателем, 0С: t"пп =193,034

Температурный напор определяется как среднелогарифмическая разность температур по формуле:

(4.11)

Где разность температур сред в том конце поверхности нагрева, где она больше,°С; разность температур в другом конце поверхности,°С.

Когда /£ 1,7, температурный напор можно с достаточной степенью точности определять как среднеарифметическую разность температур,°С:

(4.12)

Большая разность температур:

меньшая разность температур:

Средняя температура потока дымовых газов определяется как полусумма температур газов на входе в поверхность нагрева и выходе из нее:

(4.13)

Скорость движения дымовых газов определяется по формуле, м/с:

(4.14)

где G0 — объем дымовых газов при нормальных условиях на входе в котел, м3/с; fгживое сечение для прохода дымовых газов, м2 (принимается по конструктивной характеристике 9,8м2).

Средняя температура пара определяется как полусумма температур насыщенного и перегретого пара, 0С:

(4.15)

Средняя скорость перегретого пара находится по формуле, м/с:

(4.16)

где vпп= 0,0497удельный объем перегретого пара при средней его температуре tср, м3/кг (определяется по Н-S диаграмме); fп — живое сечение для прохода пара, м2 (принимается по конструктивным характеристикам 0,0265).

Коэффициент теплопередачи определяется по формуле, Вт/ (м2·К):

(4.17)

где a1 и a2коэффициенты теплоотдачи от греющей среды к стенке и от стенки к обогреваемой среде соответственно, Вт/ (м2·К); y — коэффициент тепловой эффективности. Коэффициент теплоотдачи конвекцией a1 определяется по номограммам 12, 13 или 14 из [21] в зависимости от типа пучка (коридорный или шахматный) и характера омывания его газами (продольное или поперечное)

Коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к обогреваемой среде a2 определяется по номограмме 15 [21] по средним значениям давления, температуры, скорости пара и внутреннему диаметру труб. Теплоотдачу излучением aл не учитывают ввиду обычно невысокой температуры газов на входе в котел и небольшой толщины излучающего слоя. Коэффициент тепловой эффективности принимают равным y = 0,6¸1.

Тепловосприятие пароперегревателя определяется из уравнения теплопередачи (4.8). Если полученное из уравнения теплообмена значение тепловосприятия Qт отличается от определенного по уравнению теплового баланса Qпп не более чем на 2%, расчет поверхности не уточняется. Окончательными считаются температура и тепловосприятие, вошедшие в уравнение теплового баланса. При расхождении более чем на 2% принимают новое второго приближения целесообразно принимать температуру, отличающуюся от принятой при первом приближении не более чем на 50°С. В этом случае следует пересчитать только температурный напор и заново решить уравнение теплового баланса и теплопередачи.

Коэффициент теплоотдачи от греющей среды к стенке — по номограмме 13 [21]: a1 = 68,9 Вт/ (м2·К)

Коэффициент теплоотдачи — по номограмме 15 [1]: a2 =936 Вт/ (м2·К)

Тогда исходя из формулы (4.17):

Площадь поверхности пароперегревателя, м2: Fпп = 170

Тепловосприятие пароперегревателя, кВт:

Невязка тепловосприятия:

4.3 Расчет испарителя

Из расчета пароперегревателя известны температура и энтальпия дымовых газов на входе в испаритель. температура газов на выходе из испарителя принимается и последующим расчетом уточняется.

Примем температура газов за испарителем с последующим уточнением: t"и=330 0С

Энтальпия газов за испарителем по Нг-tг диаграмме: H"и =450 кДж/м3

где Qи — количество теплоты, отданное газами пароводяной смеси. Средний температурный напор, средняя температура и скорости газов в газоходе определяются с использованием формул (4.11) — (4.16).

количество теплоты, отданное газами пароводяной смеси, кВт:

(4.18)

Средний температурный напор, єC:

Средняя температура газов, 0С:

Живое сечение для прохода газов по конструктивным характеристикам принимаем 7,2475 м2

Коэффициент теплопередачи от газов к стенке, Вт/ (м2·К):

(4.19)

где a1 определяется по тем же номограммам, что и для пароперегревателя. Коэффициент использования z берут в пределах 0,65¸0,8. Тепловосприятие испарительной части рассчитывают по формуле (4.8).

Коэффициент теплоотдачи принимаем по номограмме 13 [21]: a1 = 77,3 Вт/ (м2·К)

после подстановки полученных значений в формулу (3.19) получим:

= 0,6×77,3=46,38 Вт/ (м2·К)

Тепловосприятие испарителя, кВт:

Невязка тепловосприятий, %:

4.4 Расчет экономайзера

температура воды , выходящей из экономайзера, зависит от конструкции последнего. В экономайзере кипящего типа она равна температуре кипения при давлении в барабане, в экономайзере не кипящего типа вода на выходе из экономайзера должна иметь температуру на 25-30°С ниже температуры кипения. Исходя из выбранной температуры , определяют энтальпию .

Энтальпия газов на входе в экономайзер равна энтальпии газов на выходе из испарительной части.

количество теплоты, переданное воде в водяном экономайзере, кВт:

(4.20)

Энтальпия воды на выходе из экономайзера, кДж/кг:

(4.21)

температура пароводяной смеси на выходе из экономайзера определенная по H-S диаграмме, 0С: tпв. с= 275,59

Живое сечение для прохода газов (принимается по конструктивным характеристикам), м2: fГ = 7,4425

Средняя температура газов, 0С:

(4.22)

Средний температурный напор, 0С:

(4.23)

Коэффициент теплоотдачи по номограмме 14 [21], Вт/ (м2·К): a1=87,626

Коэффициент теплопередачи, Вт/ (м2·К):

Тепловосприятие водяного экономайзера, кВт:

Невязка тепловосприятий, %:

Так как все полученные значения уравнения теплообмена тепловосприятия Qт отличается от определенного по уравнению теплового баланса Qпп, Qи,QЭ, не более чем на 2%, расчет поверхности нагрева можно не уточнять.

5. Конструкторский расчет башенной градирни

5.1 Обоснование выбора охладителя

При выборе того или иного типа охлаждающего устройства необходимо провести технико-экономический анализ с учетом расчетных расходов и температур воды, метеорологические условия, место расположение градирни на площадке предприятия.

Существует четыре типа охлаждения: пруд-охладитель, брызгальный бассейн, башенные и вентиляторные градирни.

Пруд-охладитель обеспечивает низкую температуру в течение всего года, прост в эксплуатации, недостатком является большие затраты на строительство, большие площади под строительство.

Брызгальный бассейн не требует больших затрат как на эксплуатацию так и на сооружения. Их применяют при небольших расходах охлаждающей воды. недостатки: большие потери воды и малое охлаждение.

Градирни — наиболее совершенные охладители оборотной воды

Башенная градирня — это одно из наиболее эффективных устройств для охлаждения воды в системах оборотного водоснабжения промышленных предприятий. Высокая башня создает ту самую тягу воздуха, которая необходима для эффективного охлаждения циркулирующей воды. Вытяжные башни служат для создания естественной тяги благодаря разности удельных весов воздуха, поступающего в градирню, и нагретого воздуха, выходящего из градирни. Под оросителем располагается водосборный резервуар. Вода подается в водораспределительное устройство по размещаемым в центре градирни стоякам. Благодаря высокой башне одна часть испарений возвращается в цикл, а другая — уносится ветром. Из-за этого в округе не образуется сырости, тумана и обледенений в зимнее время, хотя возможно появление льда вокруг оросительных устройств.

Принцип работы градирни достаточно прост. процесс охлаждения в градирнях происходит за счет частичного испарения воды и теплообмена с воздухом. Вода в градирне стекает по оросителю сбегает каплями или тонкой плёнкой. В это время вдоль оросителя проходят потоки воздуха. существует такая закономерность: в градирнях при испарении 1 % воды температура оставшейся понижается на 6 0С. потеря жидкости восполняется за счет внешнего источника.

наиболее сложным элементом башенной градирни является вытяжная башня, конструкция которой в основном определяется материалом, из которого ее сооружают.

рисунок 5.1 — Трехмерная модель башенной градирни.

5.2 тепловой расчет

Тепловой расчет необходим при проектировании новых и привязке существующих проектов градирен к местным метеорологическим условиям с учетом требований к температуре охлажденной воды и гидравлическим нагрузкам

По [7] находим параметры наружного воздуха — температуру и относительную влажность, для города Омска они составляют:

По температуре наружного воздуха и относительной влажности определятся влагосодержание и теплосодержание воздуха:

(5.1)

В — барометрическое давление, Па;

Рнас — давление насыщенного водяного пара при температуре

(5.2)

температура воздуха на выходе из градирни и относительной влажности воздуха может быть определена по формуле:

(5.3)

где

, — упругость пара при температурах воды t1 и t2, Па;

Р1, Р2 — парциальное давление водяного пара в воздухе при температурах и , Па; Для этого зададимся несколькими значениями 26; 27; 28; 29,25; 29,5; 29,75.

По заданным величинам определяется влагосодержание воздуха на выходе из градирни , т.к. то:

=, кг/кг (5.4)

Рнас принимается по [7]

При =26оС

=, кг/кг

При =27оС

=, кг/кг

При =28оС

=, кг/кг

При =29оС

=, кг/кг

При =29,25оС

=, кг/кг

При =29,5оС

=, кг/кг

При =29,75оС

=, кг/кг

По [7] определяются значения парциального давления водяного пара в воздухе Р1 // и Р2 // при температуре воды и , где температура охлаждаемой воды , температура охлаждающей воды, .

Р1 // =5621 Па Р2 // =2642 Па

По [7] определяются значения парциального давления водяного пара в воздухе Р1 и Р2 при температурах и .

При =26оС Р2=3360 Па

При =27оС Р2=3563 Па

При =28оС Р2=3778 Па

При =29оС Р2=4004 Па

При =29,25оС Р2=4062 Па

При =29,5оС Р2=4121 Па

При =29,75оС Р2=4181 Па

(5.5)

— упругость пара при средней температуре охлаждаемой и охлажденной воды, Па.

Средняя температура охлаждаемой воды и охлажденной воды:

(5.6)

По [7] при tcp=28,5оС находятся Энтальпия воздуха на выходе из градирни, Дж/кг:

При =26оС

, Дж/кг

При =27оС

, Дж/кг

При =28оС

, Дж/кг

При =29оС

, Дж/кг

, Дж/кг

При =29,5оС

, Дж/кг

При =29,75оС

, Дж/кг

При =26 оС

При =27 оС

При =28 оС

При =29 оС

При =29,25 оС

При =29,5 оС

При =29,7 оС

далее строится график зависимости , который представлен на рис. 5.1

рисунок 5.1 — График зависимости ,

Точка пересечения полученной кривой с прямой проходящей через начало координат под углом 45о к осям, определит искомое значение .

=29,20 оС

По [7] при =29,20 оС Р=4049 Па

=, кг/кг

, Дж/кг

(5.7)

где — коэффициент, учитывающий долю тепла, отведенного от воды за счет частичного испарения;

— теплоемкость охлаждаемой воды, Дж/кг0С;

, — теплосодержание и энтальпия на выходе из градирни при , Дж/кг и кг/кг.

Величины и определяются по температуре воздуха на выходе из градирни и относительной влажности .

, кг/кг

5.3 Определение теоретического расхода воздуха

(5.8)

Действительный расход воздуха в градирнях берется равным теоретическому расходу.

5.4 Определение объема капельного оросителя градирни

(5.9)

, м3

здесь — объемный коэффициент массоотдачи определяется по эмпирической формуле:

(5.10)

Где рекомендуется принимать плотность орошения в пределах кг/м2с. Скорость воздуха для расчета определяется:

(5.11)

, м/с

где варьируя величиной и соответственно скоростью воздуха, можно менять расчетную высоту оросителя.

.

В уравнении величина в случае противоточного движения воздуха и охлаждаемой воды равна:

(5.12)

где — разность теплосодержаний воздуха на стороне входа воды, Дж/кг;

— то же на стороне входа воды, Дж/кг;

— теплосодержание насыщенного воздуха парами воды у поверхности жидкости, при температуре охлаждаемой и охлажденной воды, Дж/кг;

По t1=35оС и t2=22оС находится теплосодержание насыщенного воздуха парами воды у поверхности жидкости

.

По =28,5оС определяется

(5.13)

где — теплосодержание воздуха на выходе из градирни, Дж/кг;

— энтальпия насыщенного воздуха (Дж/кг) при температуре

, Дж/кг

, Дж/кг

, Дж/кг

, Дж/кг

5.5 Определение основных размеров оросителя градирни

Активная площадь оросителя:

; (5.14)

, м2

Высота решетника:

(5.15)

, м

где аh — коэффициент, учитывающий влияние неравномерности распределения воды и воздуха, принимается равным 1,1-1,3;в — расход воздуха по тепловому, кг/с.

5.6 Расчет вентиляции градирни

Полное гидравлическое сопротивление градирни рассчитывается по формуле:

, (5.16)

, Па

где =60 — коэффициент местного сопротивления по градирне в целом [7]

Башенную градирню целесообразно использовать на больших промышленных предприятиях. Площадь сечения башни должна занимать не менее 30-40% площади оросителя. Башни градирен средней и малой производительности могут иметь очень разнообразную форму: цилиндрическую, усеченного конуса или в виде усеченной многогранной пирамиды. Башенные градирни обычно выполняются в виде оболочек гиперболической формы, которая оптимальна по условиям внутренней аэродинамики и устойчивости.

Вытяжные башни работают в очень тяжелых условиях: оболочка башен находится под воздействием влажного теплого воздуха в градирне и холодного воздуха снаружи в зимний период, на внутренних поверхностях образуется конденсат. Таким образом, важен выбор материала.

В башенных градирнях конвекция воздуха осуществляется за счет естественной тяги или ветра. Высота градирен, изготовленных из бетона, может достигать 100 метров. Площадь орошения в таком случае будет достигать 3500 м2

6. Автоматическое управление и регулирования блока ПГУ

6.1 назначение и цель создания АСУ

АСУ предназначена для обеспечения эффективного управления путём автоматизированного выполнения функций управления, представления информации в удобном для оператора виде, диагностирования состояния технологического процесса, оборудования, что позволяет принимать оптимальные решения и экономично с минимальными выбросами в окружающую среду вести технологические процессы.

АСУ выполняется с целью повышения надёжности работы оборудования, улучшения условий труда персонала, повышения эффективности использования энергоресурсов и снижения вредных выбросов в окружающую среду.

Повышение надёжности работы оборудования обеспечивается, в том числе за счёт развитой системы диагностики (в режиме реального времени) технологического процесса, оборудования и системы автоматизации.

Улучшение условий труда оперативного персонала обеспечивается, в том случае за счёт централизованного и рационального предоставления оперативной информации в режиме реального времени о состоянии объектов управления и за счёт обеспечения организации рабочих мест операторов в соответствии с требованиями эргономики.

Концепция построения системы контроля и управления. За основу построения системы контроля и управления технологическими процессами вышеуказанных турбоагрегатов принимается использование программно — технических комплексов (ПТК) в составе микропроцессорных контроллеров, размещаемых вблизи от технологического оборудования в автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов, размещаемых на групповом щите управления. Надёжность системы контроля и управления обеспечивается за счёт распределения функций между различными подсистемами управления и резервирования. Функционально, САУ состоит из двух основных частей: управляющей и информационной. Управляющая система обеспечивает автоматическое регулирование технологических процессов, дистанционное управление операторов, автоматическое управление (автоматизированный пуск, защиты и блокировки).

Информационная часть выполняет сбор, обработку и представление информации оперативному персоналу, документирование и архивацию.

Систему контроля и управления общестанционным оборудованием предлагается реализовать на традиционных индивидуальных технических средствах с использованием отдельных микропроцессорных средств системы регулирования, защиты и блокировок. При дальнейшей проработке проекта возможна реализация САУ общестанционного оборудования так же частично или полностью на ПТК.

Контроль и управление электротехнической частью турбогенераторов выполняется на традиционных средствах и выносит на ГЩУ ТЭЦ.

Для коммерческих расчётов баланса электроэнергии по вышеуказанному оборудованию предусматривается установка, по отдельному проекту, выполняемой специализированной организацией, устройства сбора и передачи данных (УСПД), для передачи данных на сбора и обработки данных АСКУС (автоматизированная система контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии) электростанции.

6.2 Управление паротурбинной установкой

Устанавливаемый турбоагрегат Т-14/23-4,5/0,18 оснащается датчиками и приборами контроля, системами автоматического регулирования, дистанционного управления, сигнализации, защиты и блокировки, термоэлементами и преобразователями температуры, реле давления, концевыми выключателями и датчиками положения сервомоторов стопорно-регулирующих клапанов, регуляторами положения сервомоторов стопорно-регулирующих клапанов, датчиками скорости вращения, расходомерами, измерительным оборудованием системы концевых уплотнений, измерительным оборудованием масляной системы, а также системой регулирования и контроля паровой турбины, в состав которой входят цифровой регулятор турбины (резервный), цифровая тройная система защиты, оборудование за контролем работы турбоагрегата (мониторы и датчики для измерения абсолютных колебаний подшипников, относительных колебаний ротора, осевых сдвигов ротора, относительного удлинения, ключевого фазометра), модуль ограничения термических напряжений.

Вновь устанавливаемое и переносимое обще станционное оборудование (ПЭНы, сетевые насосы, бойлера и др.) оснащаются датчиками, приборами и регуляторами в соответствии с действующими требованиями, нормативными документами и технологическим заданием.

6.3 Регулирование и защита турбины

Система регулирования обеспечивает необходимое воздействие на парораспределительные органы турбины при изменении нагрузки (тепловой и электрической).

Перестановка регулирующих клапанов свежего пара производится поршневыми сервомоторами, которые управляются регулятором частоты вращения. Регулятор частоты вращения поддерживает постоянство числа оборотов агрегата с неравномерностью около 5%. Регулятор частоты вращения снабжен механизмом управления, который может приводиться в действие как вручную — непосредственно у турбины, так и дистанционно — с центрального щита управления.

При мгновенном сборе нагрузке с генератора система регулирования быстрым закрытием клапанов турбины ограничивает возрастание частоты вращения ротора.

Для защиты от недопустимого возрастания частоты вращения после сброса нагрузки турбина снабжена регулятором безопасности. Два центробежных бойка регулятора безопасности мгновенно срабатывают при достижении частоты вращения в пределах 11-12% сверх номинальной, что вызывает закрытие автоматического затвора свежего пара и регулирующих клапанов турбины.

Турбина снабжена электромагнитным выключателем (ЭМВ), при срабатывании которого закрываются автоматический затвор и регулирующие клапана турбины. воздействие на ЭМВ осуществляют, зашиты: от осевого сдвига, давления масла, по поддержанию температуры свежего пара, перепад давлений на последней ступени и прочего, а также дистанционное отключение турбины. действия защит сопровождаются аварийной сигнализацией.

Турбоустановка снабжена системами контроля, сигнализации и дистанционного управления, позволяющим производить пуск, останов турбины и управление работающей турбоустановкой с дистанционного шита, с выполнением по месту отдельных операций.

6.4 Автоматическое управление котлом-утилизатором

Котел-утилизатор — двухбарабанный, газоплотный, предназначен для работы под наддувом на продуктах сгорания, поступающих от ГТУ. Котел-утилизатор состоит из двух испарительных контуров с естественной циркуляцией — высокого и низкого давлений.

Контур высокого давления включает в себя:

запорно-питательный узел ВД;

водяной экономайзер ЭВД;

барабан БВД с внутрибарабанными сепарационными устройствами;

испаритель ИВД;

пароперегреватели ППВД-1 и ППВД-2;

систему трубопроводов с арматурой, предохранительными устройствами, дренажными, продувочными и сбросными линиями, воздушниками, измерительными устройствами и пробоотборниками в пределах котла.

Питательная вода от БНД в ЭВД подается одним ПЭН ВД, второй ПЭН ВД находится в горячем резерве. На основной и байпасной линиях питательного узла ВД установлены запорные задвижки, регулирующие и обратные клапаны.

Непрерывная продувка из БВД в РНП осуществляется по линии, на которой установлены задвижка с электроприводом и регулирующий клапан. Из БВД предусмотрена линия аварийного слива с двумя задвижками с электроприводом, предназначенная для сброса воды из БВД в РПП при повышении уровня в барабане до первого предела.

Для защиты от повышения давления в БВД и за пароперегревателем контур высокого давления оснащен импульсными предохранительными клапанами. Контур низкого давления включает в себя:

запорно-питательный узел НД;

барабан БНД с внутри барабанными устройствами и надстроенной деаэрационной колонкой;

испаритель ИНД;

пароперегреватель ППНД;

систему трубопроводов с арматурой, предохранительными устройствами, дренажными, продувочными и сбросными линиями, воздушниками, измерительными устройствами и пробоотборниками.

Конденсат от ГПК подается в надстроенную деаэрационную колонку БНД. На основной и байпасной линиях питательного узла БНД установлены запорные задвижки, регулирующие и обратные клапаны.

Для защиты от повышения давления контур низкого давления оснащен пружинными предохранительными клапанами (прямого действия). КУ работает на скользящих параметрах пара ВД и НД, определяемых расходом и температурой газов, поступающих в КУ от ГТУ, и характеристиками паровой турбины.

предусмотрено регулирование температуры пара ВД впрыском питательной воды в рассечку между ППВД1 и ППВД2.

Работа ГТУ через отключенный или опорожненный КУ не допускается.

Вентиляция и пуск ГТУ и КУ осуществляется по согласованному между разработчиками ГТУ и КУ алгоритму пуска. С КУ устанавливается следующее вспомогательное оборудование:

расширитель непрерывной продувки РНП;

расширитель периодической продувки РПП;

питательные электронасосы ПЭН ВД;

насосы рециркуляции РЦН;

Отсечной клапан с электроприводом, установленный в средней части дымовой трубы, обеспечивает сохранение котла-утилизатора в горячем резерве при остановах. Система технологических защит и блокировок предназначена для обеспечения безопасной работы оперативного персонала и теплоэнергетического оборудования в случаях возникновения и развития аварийных и предаварийных ситуаций. Система защит осуществляет автоматический перевод защищаемого оборудования в безопасное состояние.

По результатам воздействия на оборудование защиты выполняют:

останов котла;

локальные операции.

Командам защит обеспечивается приоритет над всеми видами воздействия на оборудование. При одновременном срабатывании защит, вызывающих разную степень разгрузки оборудования, должны выполняться только те операции, которые предусмотрены защитой, вызывающей большую степень разгрузки. Действие защиты должно сопровождаться светозвуковым сигналом. Оборудование, отключенное защитой, вводится в действие дежурным персоналом после устранения нарушения, вызвавшего срабатывание защиты. Защиты собственно ПЭН, РЦН и другого котельно-вспомогательного оборудования в объеме защит котла не рассматриваются. указанные пределы срабатывания технологических защит, а также выдержки времени на их срабатывание, уточняются в процессе наладки.

Система технологических защит и блокировок включена в работу постоянно в течение всего времени функционировании ПТК АСУ ТП. Для защит и блокировок, препятствующих пуску или останову котла, сформированы условия автоматического ввода/вывода защит при появлении определенных технологических признаков (режимный ввод). При невозможности формирования признаков автоматического ввода/вывода защит, защиты вводятся/выводятся ключами или переключателями. Для защит, реализованных на микропроцессорной технике, ключи — виртуальные. Технологические защиты, не имеющие режимного ввода, вводятся в действие при подаче напряжения в схемы датчиков и защит (запуск функции ТЗ в ПТК).

Защита и её аварийная сигнализация автоматически вводятся в работу при появлении признака ввода и остаются включенными до появления признака вывода, после чего защита с сигнализацией автоматически выводятся. Признаку вывода отдается приоритет перед признаком ввода.

При формировании признаков ввода/вывода принято:

а) автоматический ввод части защит осуществляется при наличии признака "ГТУ работает" или при условии, что температура дымовых газов перед КУ не менее 180°С, а давление — не менее 100 Па. Признак "ГТУ работает" формируется в системе управления ГТУ при начале подачи топлива в камеру сгорания ГТУ и означает, что в котел поступают горячие газы, т.е. котел тоже работает.

б) автоматический вывод части защит осуществляется при наличии признака "Останов котла", который формируется с выдержкой времени до 3 мин от начала выполнения программы автоматического останова котла.

в) для каждой защиты, действующей на останов котла, предусмотрена возможность санкционированного вывода защиты "на сигнал" (ремонтный вывод защиты). Необходимость выполнения ремонтного вывода для локальных защит решается при рабочем проектировании.

6.5 Система автоматического регулирования и управления работой энергетической ГТУ

Современные энергетические ГТУ оснащаются автоматизированными системами управления основным и вспомогательным оборудованием. Их разработка базируется на микропроцессорной технике и сочетается с устройствами автоматического управления.

Систему автоматического управления (САУ) выполняют электропневмогидравлической ("сухой").

Автоматизированная система управления технологическим процессом ГТУ должна выполнять следующие функции:

а) участвовать в регулировании частоты и мощности в энергосистеме в штатном и аварийном режимах;

б) проверять выполнение целого ряда предпусковых условий и, если они не выполняются, выдавать оператору соответствующую информацию;

в) осуществлять автоматический разворот вала ГТУ, зажигание топлива в КС, выход на холостой ход, синхронизацию с электрической сетью и выход на режим заданной нагрузки (режимы нормального или ускоренного пуска), регистрацию пусковых режимов;

г) обеспечивать автоматическое регулирование частоты вращения, ограничение начальной температуры газов перед газовой турбиной, стабилизацию режима заданной мощности, поддержание запаса устойчивости до границы помпажа компрессора на всех режимах;

д) осуществлять предупредительную и аварийную сигнализацию, защищать оборудование ГТУ в аварийных ситуациях;

е) обеспечивать нормальный останов и охлаждение ГТУ на предусмотренных режимах и аварийный останов с мгновенным отключением подачи топлива;

ж) обеспечивать плавный переход с одного вида топлива на другой;

з) обеспечивать немедленное отключение ГТУ в случае:

недопустимого превышения начальной температуры газов перед ГТ;

-повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела;

недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессора и ГТ;

недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня масла в маслоблоке;

недопустимое повышение температуры масла на сливе из любого подшипника или из любой колодки упорного подшипника;

погасания факела в КС;

возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений;

недопустимого понижения давления газообразного или жидкого топлива;

возникновения помпажа компрессора или недопустимого приближения к границе помпажа;

недопустимого изменения давления воздуха за компрессором;

отключения электрогенератора ГТУ;

исчезновения напряжения на устройствах АСУ ТП, регулирования или на всех контрольно-измерительных приборах.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

автоматизированная система управления ГТУ выполняет ряд информационных задач, а также расчет технико-экономических показателей, диагностику технического состояния установки и др.

Система автоматического управления должна иметь:

степень нечувствительности регулятора частоты при любой нагрузке не более 0,2 % номинальной;

нечувствительность регулятора температуры газов к изменению температуры менее чем на 10°С.

Система автоматического управления воздействует на устройства, которые регулируют: общий расход топлива; углы установки поворотных направляющих аппаратов на входе и в первых ступенях компрессора; положение антипомпажных клапанов; распределение топлива и воздуха в КС.

6.6 Структура САУ ГТУ

Для возможности эволюционного развития системы управляющий контроллер целесообразно строить по модульному принципу (рис.6.1). На основе предварительных данных о ГТУ выбирается тип центрального процессора, который будет являться ядром контроллера и отвечать за обработку и анализ информации. Для реализации сложных, динамических, высокопроизводительных функций управления и регулирования целесообразно использовать специализированный высокопроизводительный процессорный модуль. Для обеспечения связи с системой высшего уровня используется модуль связи. В блок управления устанавливаются аналоговые и дискретные входные и выходные модули, обеспечивающие контроль основных параметров двигателя и управление некоторыми исполнительными механизмами.

Для подключения дополнительного оборудования следует использовать расширители основного устройства управления и регулирования.

Предлагается следующий вариант построения расширителей.

В виде блоков связи с объектом на основе станций распределенного ввода/вывода.

Этот вариант значительно экономичнее и позволяет легко расширить функций системы, в т. ч. подключение дополнительных датчиков и исполнительных механизмов. При этом ограничивающим фактором является только мощность центрального процессора блока управления.

рисунок 6.1 — Блок управления ГТУ

На рис. 6.2 показан структура САУ ГТУ на основе этого варианта построения расширителей.

рисунок 6.2 — Функциональная схема САУ ГТУ

Также существует возможность сконфигурировать некоторые блоки связи с объектом для выполнения определенных функций:

прием и обработка сигналов от датчиков технологического оборудования ГТУ;

-формирования команд управления исполнительными механизмами ГТУ;

связи с внешними подсистемами по последовательным каналам передачи данных;

преобразования сигналов от датчиков расположенных в помещениях взрывоопасных категорий.

Для обеспечения надежности системы предлагается комплекс мер. К ним относится контроль целостности линий связи, резервирование внутрисистемных информационных связей.

На случай неисправности системы или непредвиденных ситуаций на ГТУ необходимо обеспечить возможность экстренного останова установки, для этого в один из расширителей необходимо установить блок экстренного останова (БЭО), состоящий из выходных реле и таймеров, регламентирующих время отработки ЭО.

В целях повышения надежности и эргономики в системе предусмотрена возможность останова ГТУ оператором. Для этой цели используется панель резервного управления, на которой располагаются кнопка ЭО и аварийного останова. Сигнал от этих кнопок приходит в БЭО и производится останов агрегата.

Для защиты ГТУ от превышения предельных значений параметров (таких как частота вращения силовой турбины) в системе предлагается использовать блок защиты ГТУ, который необходимо реализовать на аппаратном уровне.

Из соображений помехозащищенности и компактности все оборудование по питанию целесообразно вынести в отдельное устройство бесперебойного электропитания. С помощью этого устройства обеспечивается электропитание всех устройств и блоков системы.

Все блоки связаны по сети Profibus DP, которая обеспечивает достаточную скорость передачи данных до 12 Мбит/с в зависимости от длины сегмента.

Для связи системы с рабочей станцией требуется высокая скорость обмена информацией, поэтому предпочтительней использовать сеть Industrial Ethernet, скорость передачи данных по которой составляет 100 Мбит/с.

6.7 Регуляторы ГТУ

Регулятор системы топливного регулирования, предназначен для управления автоматическим пуском и остановом двигателя, управления частотами вращения турбин двигателя, предотвращения возникновения аварийных ситуаций путем ограничения подачи топлива в камеру сгорания двигателя.

Такой регулятор стабилизирует значения параметров двигателя при одновременном контроле нахождения значений других параметров в заданных диапазонах. Для достижения этой цели в системе используется соответствующий набор контуров регулирования.

необходимо отметить что, ГТУ является многосвязным нелинейным объектом, имеющим один управляющий вход (положение дозатора топлива) и много выходов. Для управления таким объектом применен регулятор с общим интегратором и селектором минимума/максимума.

При работе регулятора переход с контура на контур осуществляется автоматически с помощью селектора минимума/максимума.

Регулятор построен по селекторной схеме, используются несколько одномерных контуров обратной связи, и в каждый момент времени по определенным условиям выбирается в качестве управляющего воздействия выход одного из них.

Составными частями контура обратной связи являются зона нечувствительности, ПИД-регулятор, блок статической характеристики и блок адаптации статической характеристики (рис. 6.3).

рисунок 6.3 — Контур обратной связи регулятора ГТУ

дальнейшее развитие распределенной системы управления ГТУ требует синтеза новых, оптимальных по минимуму расхода топлива, адаптивных регуляторов ГТУ как исходно нелинейного и многосвязанного объекта. Для создания такого регулятора необходимо использовать современные методы синтеза оптимальных регуляторов и, в частности, синтез регуляторов на основе обучаемых многослойных нейронных сетей.

6.8 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.

7. безопасность и экологичность проекта

7.1 Методы и средства защиты от производственного шума

В настоящее время общество всё большее внимание уделяет снижению неблагоприятных воздействий от работы промышленности на человека. Одним из таких воздействий является шум от объектов энергетики. Уменьшение шумового воздействия рассматривается как важнейшее в комплексе экологических проблем, причем шумовой фактор зачастую является лимитирующим экологическим фактором для развития человечества. В России вопросами снижения шумового воздействия на окружающую среду обязывают Законы "об охране атмосферного воздуха" и "об охране окружающей природной среды.

Наиболее часто под определением шум понимают любой нежелательный звук. Данное определение в наиболее полной форме отражает субъективное отношение к этому фактору неблагоприятного воздействия, а также объясняет многие особенности в его определении. Снижение шумового воздействия, в том числе в энергетике, следует рассматривать при решении комплекса проблем для предотвращения нарастающего экологического кризиса современной техногенной цивилизации. причем основными путями совместного развития человечества, экономики и природы, при котором общество удовлетворяло свои потребности в настоящем без ущерба для последующих поколений, являются принципы самоограничения, обновляемости и замкнутости.

Негативное воздействие от шума, в том числе энергетических объектов, имеет следующие аспекты:

·медицинский,

·социальный,

·экономический,

которые следует рассматривать во взаимосвязи друг с другом.

Медицинский аспект связан с тем, что повышенный шум оборудования влияет на нервную и сердечнососудистую системы, репродуктивную функцию человека, вызывает раздражение, нарушение сна, утомление, агрессивность, способствует психическим заболеваниям. Профессиональные место среди других заболеваний работников ТЭЦ.

социальный аспект связан с тем, что под шумовым воздействием, в том числе объектов энергетики, находятся очень большие группы населения, особенно в крупных городах. По некоторым данным свыше 60% населения крупных городов проживает в условиях чрезмерного шума. Шум от объектов энергетики может являться источником превышения санитарным норм в радиусе нескольких километров.

Экономический аспект обусловлен тем, что шум влияет на производительность труда, а ликвидация последствий болезней от шума — значительных социальных выплат. увеличение уровня шума на 1-2 дБА приводит к снижению производительности труда на 1% (при уровнях звука больше 80 дБА). Доказано, что шум уменьшает зрительную реакцию, что вместе с утомляемостью резко увеличивает вероятность ошибок при работе операторов. Это особенно не допустимо, например, для энергетического производства, где важную роль играет надежность.

7.2 основные понятия и характеристики шума

Нежелательный звуки формируют шум. Под звуком понимают упругие волны, распространяющиеся в упругой среде, колебания в среде, вызванные каким-либо источником. Область среды, в которой распространяются звуковые волны, называется звуковым полем. Здесь возникают деформации разряжения и сжатия, которые приводят к изменению давления в любой точке по сравнению с атмосферным. Разность между мгновенным полным давлением и средним, которое наблюдается в невозмущенной среде, называется звуковым давлением.

Звук подразделяется на воздушный и структурный в зависимости от среды, в которой распространяются упругие волны.

Звук характеризуется звуковым давлением, скоростью и направлением распространения звуковых волн, интенсивностью переноса звуковой энергии.

большинство энергетического оборудования излучают звуковую энергию неравномерно по всем направлениям. Эта неравномерность излучения характеризуется фактором направленности или коэффициентом F, представляющая собой отношение интенсивности звука, создаваемого направленным источником в данной точке, Iн к средней интенсивности Iср, которая была бы в этой же точке от ненаправленного источника имеющего ту же звуковую мощность.

Коэффициент F можно записать как:

. (7.1)

Шум энергетического оборудования характеризуется не только количественными характеристиками, но и временем воздействия, и характером спектра (распределением звуковой энергии по частотному диапазону).

Для определения количественного значения шума агрегатов пользуются логарифмическими величинами ѕ уровнями интенсивности звука, звукового давления и звуковой мощности, которые измеряются в децибелах (дБ).

Уровень интенсивности звука, дБ,

, (7.2)

где I0= 10-12 Вт/м2 ѕ интенсивность звука, соответствующая пороговому уровню.

Уровень звукового давления, дБ,

(7.3)

или

, (7.4)

Где пороговое звуковое давление, Па.

Уровень звуковой мощности, дБ,

, (7.5)

где P0 =10-12 ѕ пороговая звуковая мощность, Вт.

использование логарифмических величин позволяет резко уменьшить диапазон значений рассматриваемых величин и наиболее полно учитывать физиологическую особенность восприятия шума человеком. например, при изменении звукового давление Па, которые реально имеют место в окружающей нас среде, уровень звукового давления изменяется от 20 до 100 дБ.

7.3 Уровни и источники шума в цехе ПГУ

особенности излучения шума от источников позволяют определить величину их шумового воздействия как внутри помещений, так и на окружающий район. Эти данные нужны при проектировании, модернизации, расширении ТЭЦ, сравнительном анализе шумности оборудования, выборе мероприятий по шумоглушению.

От энергетического объекта излучается, как правило, шум от целой группы источников. Так в цехе ПГУ ТЭЦ-3 мощными источниками шума являются следующие типы оборудования: две газотурбинные установки типа LM2500+G4 DLE номинальной электрической мощностью 31,14 МВт, два паровых котла-утилизатора типа Е-38,8/8,87-55/6,3-500/230 горизонтального профиля.

При анализе этих источников учитывают следующее, что все они как источники находятся внутри помещений, характер шума является широкополосным и постоянным по временной характеристике.

В табл. 7.1 указаны уровни звукового давления, дБ, и уровни звука, дБА, на расстоянии 1 м от агрегатов

Таблица 7.1 — Уровни звукового давления от газотурбинной установки типа LM2500+G4 DLE

Наименование Среднегеометрические частоты, Гц631252505001000200040008000Октавные уровни звуковой мощности, дБКорпус турбины9294888483837973генератор9894868689898679Возбудитель9698878492868483Стопорный клапан8889848283858176

Эквивалентный уровень звукового давления от котла-утилизатора и газоходов на расстоянии 1 м от обшивки и 1,5 м от пола не превышает 85 дБА, при исходном уровне звуковой мощности газового выхлопа ГТУ не более значений, указанных в табл. 7.2

Таблица 7.2 — Уровни звукового давления от котла — утилизатора Е-38,8/8,87-55/6,3-500/230

НаименованиеСреднегеометрические частоты, Гц31,5631252505001000200040008000АОктавные уровни звуковой мощности выхлопа, дБ131133135136133124118,5113107,5141,1

Эквивалентный уровень звукового давления на расстоянии 1 метр по горизонтали от среза дымовой трубы котла-утилизатора не превышает 85 дБА. Измерения показывают, что при расстоянии между турбинами больше 50 м уровни звука в помещении не зависят от количества одновременно работающих турбин. При уменьшении расстояния между турбинами до 30 м происходит увеличение уровней звука по всей площади цеха на 4-5дБА. При увеличении единичной мощности турбогенератора (следовательно, и габаритных размеров) увеличивается уровень излучаемой звуковой энергии

Таблица 7.3 — Уровни звука на рабочих местах, дБ

Рабочее местоУровень звукаРабочийДопустимыйМашинист ЦЩУ-2,46865Машинист обходчик 4-го разряда88-89 80Машинист обходчик 5-го разряда91Машинист ЦНС87

7.4 основные методы и способы снижение шума

7.4.1 Снижение шума с помощью экрана

Акустические экраны являются в соответствии с классификацией ГОСТ 12.1.029-80 одним из средств звукоизоляции. Различают естественные и искусственные экраны. Искусственные — это специально сделанные экраны для уменьшения в основном локальных источников шума, широко используемые при снижении шума трансформаторов, передвижных компрессорных, градирен и т.д.

Естественные экраны — это складки рельефа местности, насыпи, здания предприятий, позволяющие существенно снизить уровень шума от источника на пути его распространения. максимальная эффективность экранов на открытом воздухе может достигать 25-30 дБА.

Свойство экранов снижать шум основано на отражении и рассеивании падающих на них звуковых волн. За экраном образуется "звуковая наибольшей эффективности экраны достигают в области высоких частот, а наименьшей — в области низких частот.

Эффективность отражающего экрана DLэкр, выполненного из тонированных окон ПВХ, может быть определена по коэффициенту экранирования W. здесь источник шума и точка наблюдения расположены на одной высоте, следовательно W определяется по формуле:

, (7.6)

где l = c/f — длина волны, м;

с = 343 — скорость распространения звука, м/с;- частота звуковых колебаний (500 Гц);- расстояние от источника шума до экрана (10 м);- расстояние от экрана до точки наблюдения (2 м).

.

Зависимость эффективности экрана DLэкр от коэффициента экранирования W представлена в табл. 7.4

Таблица 7.4 — Зависимость эффективности экрана DLэкр от коэффициента экранирования W

W01234567DLэкр512172225272930

При установке экрана в помещении проектируемого цеха ПГУ его эффективность снижается из-за появления поля отраженного от ограждающих поверхностей звука. снижение уровня шума от использования экрана цехе, который является акустически необработанным помещением, невелико и составляет обычно не более 10-15 дБ. Здесь максимальное снижение уровня шума может достигать 16 дБ.

7.4.2 Уменьшение шума с помощью звукоизоляции

Звукоизоляция применяется для уменьшения шума, проникающего из шумных помещений, а также от корпусов энергетического оборудования, от паропроводов и газовоздухопроводов, находящихся на открытом воздухе.

звукоизоляция относится к строительно-акустическим методам борьбы с шумом и состоит в том, что звуковая волна, падающая на ограждение, приводит его в колебательное движение с частотой, равной частоте колебаний частиц воздуха. В результате ограждающая конструкция сама становится источником звука, но излучаемая звуковым ограждением мощность в сотни и более раз меньше звуковой мощности, падающей на ограждение со стороны источника шума. Если энергетическое оборудование или помещение, в котором оно находится, могут быть выделены ограждающими конструкциями, то правильный выбор звукоизолирующих конструкций позволяет обеспечить необходимое снижение.

Шум от изолируемого источника или помещения может проникать не только через ограждение, но и косвенными путями, например через ворота, двери помещений, а также боковые конструкции, ограждающие изолируемое помещение. звукоизоляция ограждением при наличии косвенной передачи шума называется фактической звукоизоляцией ограждением или просто звукоизоляцией ограждением.

Звукоизоляция энергетического оборудования достигается применением ограждающих конструкций, нанесением дополнительных покрытий на стенки агрегата или канала, утолщением стенок канала и кожухов

В нашей стране широко используется нанесение на корпуса шумных агрегатов и каналов теплоизолирующих покрытий, которые обладают и звукоизолирующей способностью. Основные материалы, используемые одновременно для тепловой и акустической изоляции — это базальтовое волокно, асбест, асбоперлит.

Для цеха ПГУ ТЭЦ-3 можно произвести акустический расчет звукоизоляции кабины машиниста, выполненного из многослойной фанеры. здесь выбор необходимой степени звукоизоляции будет производиться исходя из уровня звука источника шума и уровня звука , допустимого в данном помещении.

необходимая (требуемая) степень снижения шума, дБ,

(7.7)

Для снижения шума Lш до такой степени, чтобы он, проникая сквозь ограждения, не прослушивался при наличии на рабочем месте шума Lд, к Rтр добавляется 3 — 5 дБ.

дБ.

Средняя звукоизоляция однослойного ограждения, дБ,

, (7.8)

где G — вес 1м2 ограждающей конструкции из фанеры многослойной (22 кг)- частота звуковых колебаний шума (500 Гц).

дБ.

Из расчета можно сделать вывод, что звукоизолирующая способность фанеры вполне подходит для шумоизоляции кабины.

7.4.3 Снижение шума с помощью кожухов

эффективным способом снижения шума от корпусов энергетического оборудования является размещение их в специальном кожухе. Преимуществом размещения агрегата в кожухе по сравнению с нанесением звукопоглощающих облицовок является возможность осмотра корпуса агрегата, недостатком — более высокая стоимость. Кожухи выполняются стационарными или съемными, имеют двери для осмотра агрегата обслуживающим персоналом, вентиляционные проемы, систему внутреннего освещения.

Обычно кожухи выполняют из листовой стали толщиной от 1 до 4 мм и дюралюминия толщиной от 2 до 6 мм. Звукоизоляция агрегата определяется не только звукоизоляцией стенок кожуха, но и степенью поглощения в них звука. При отсутствии звукопоглощающей облицовки плотность звуковой энергии под кожухом резко увеличивается и эффект от его установки будет минимальным. Рекомендуется облицовывать внутренние поверхности кожуха звукопоглощающим материалом толщиной не менее 50 мм. Для защиты от механических повреждений звукопоглощающий материал закрывают стеклотканью, а также перфорированным листом. кожух не должен иметь жесткой связи с изолируемым оборудованием или фундаментом, для чего используют упругие прокладки из резины, вентиляционные проемы оборудуют глушителями. Отверстия для прохода коммуникаций уплотняют сальниками.

Акустическая эффективность кожуха считается достаточной, если для любой октавной полосы нормируемого диапазона частот, требуемое снижение октавного уровня звукового давления, меньше либо равно нормируемого.

Использование кожухов для турбин является сложной технической задачей из-за больших габаритных размеров и повышенной температуры стенок агрегата, в связи с этим для мощных агрегатов кожух выполняется, как правило, стационарным.

Для небольших турбин кожух выполняется из разборных конструкций. Например, для турбин LM2500 он изготовлен из четырех разъемных секций. На внутренних стенках кожуха размещается звукопоглощающий материал из ультратонкого стекловолокна толщиной 20 мм. Каркас собран из швеллера с полкой 100 мм и уголков 30х30 мм. Эффективность кожуха составляет от 4 дБ на частотах 125, 250, 500 Гц до 11 — 18 дБ в высокочастотной области спектра. Звукоизолирующая способность кожуха, дБ, рассчитывается по формуле:

(7.9)

где Rср — звукоизолирующая способность материала стенок кожуха, определяемая по формуле (8), дБ;

aср — средний коэффициент звукопоглощения материала внутренних поверхностей стенок кожуха (сталь листовая толщиной 2мм), дБ.

Средняя звукоизоляция однослойного ограждения, дБ,

,

где G — вес 1 м2 ограждающей конструкции стали листовой (15,6 кг);- частота звуковых колебаний шума (500 Гц).

дБ;

дБ.

здесь звукоизолирующая способность листовой стали толщиной 2мм значительно мала, следовательно, для кожуха турбины стоит применить другой вид шумоизолирующего материала. К примеру, кожух из стального листа толщиной 3 мм с вибродемпфирующим покрытием толщиной 5 мм, эффективность которого составляет 5,5 — 10,5 дБ. эффективным также является внутренняя облицовка кожуха в виде композиции из однородных слоев материалов разных толщин, имеющих различные волновые сопротивления. Эффективность их достигает при этом 30 — 45 дБА.

7.4.4 Уменьшение шума звукопоглощением

Для снижения шума в цехах и других помещениях используют различные методы звукопоглощения. Под звукопоглощением понимают свойство акустически обработанных поверхностей уменьшать интенсивность отраженных ими волн за счет преобразования звуковой энергии в тепловую.

Эффективность снижения шума звукопоглощением зависит в основном от акустических характеристик самого помещения и частотных характеристик материалов, применяемых для акустической обработки, которая включает облицовку части внутренних поверхностей помещения звукопоглощающим материалом или специальной звукопоглощающей конструкцией, а также размещение в помещении объемных элементов различных форм.

Критерием выбора звукопоглощающего материала является соответствие максимума в частотной эффективности материала максимуму в спектре снижаемого шума в помещении.

Следует отметить, что предельное например, в соразмерных помещениях по законам архитектурной акустики ограничено 5-8 дБА, а в зоне отраженного звука 10 — 15 дБА.

7.4.5 средства индивидуальной защиты от шума

Во многих случаях в энергетике используются средства индивидуальной защиты (СИЗ). Принцип действия СИЗ — защитить наиболее чувствительный канал воздействия шума на организм — ухо человека. Звуковые колебания воспринимаются не только через орган слуха, но и через другие органы путём костной проводимости. Поэтому задача СИЗ — устранить передачу звуковой энергии к организму.

Применение СИЗ позволяет предупредить расстройство не только органов слуха, но и всей нервной системы от действия чрезмерного раздражителя. СИЗ наиболее эффективны, как правило, в области высоких частот.

основными средствами индивидуальной защиты в проектируемом цехе являются:

вкладыши;

наушники;

шлемы и каски;

костюмы.

Вкладыши перекрывают наружный слуховой проход или прелагают к нему. Наушники закрывают ушную раковину снаружи. Шлемы и каски закрывают часть головы и ушную раковину.

Противошумные костюмы защищают тело человека и голову.

Эффективность снижения шума СИЗ колеблется от 10 до 40 дБ.

В настоящее время существуют наушники селективного подавления звуковых волн: они пропускают звуки соответствующие человеческой речи, заглушая другие. Это особенно важно в энергетике, где многие сигналы, в том числе об опасности, являются звуковыми.

8. Охрана окружающей среды

8.1 качество атмосферного воздуха г. Омска

В последнее десятилетие в россии и в мире большое внимание уделяется экологическим проблемам сжигания органического топлива, ставящим под угрозу нормальное существование биосферы на планете.

тепловые электрические станции являются основным источником загрязняющих веществ, поступающих в атмосферу и негативно влияющих на состояние окружающей среды. Наибольшее количество (около 80% общего поступления) парниковых газов (ПГ) сбрасывается в атмосферу при производстве и потреблении энергии. наибольший вклад в парниковый эффект вносят выбросы углекислого газа СО2 и метана СН4. Уголь традиционно считается главным "виновником" растущей концентрации СО2 в атмосфере. Средняя электростанция, работающая на угле, ежегодно производит около 2 млн. тонн углекислого газа.

В течение ближайших 15 лет необходимо увеличить производство электроэнергии на 60%, и органическое топливо останется основным источником энергии. Разрешение противоречий при производстве электроэнергии в будущем требует соблюдения баланса между тремя основными параметрами: надежностью снабжения топливом (энергетической безопасностью), экономичностью и экологичностью процессов энергопроизводства.

Новые энергетические технологии, такие, как парогазовые технологии, хотя и не полностью свободны от выбросов углекислого газа, но дают очень небольшой выход СО2 на единицу произведенной электроэнергии.

В Омской области на состояние атмосферного воздуха оказывает влияние высокая техногенная нагрузка, обусловленная концентрацией на территории города Омска промышленных производств, включая преимущественно экологически опасные производства. В жилой зоне города Омска сосредоточены предприятия топливно-энергетической, нефтеперерабатывающей, химической и нефтехимической, оборонной, машиностроительной и металлообрабатывающей, лесной и деревообрабатывающей, строительной, легкой, пищевой, мукомольно-крупяной и иных отраслей промышленности, оказывающих существенное влияние на состояние атмосферного воздуха.

Основными источниками теплоснабжения, влияющими на чистоту воздушного бассейна г. Омска, являются существующие ТЭЦ-2, ТЭЦ-3, ТЭЦ-4, ТЭЦ-5 и Кировская районная котельная.

Структурное подразделение ТЭЦ-3 Омского филиала ОАО "ТГК-11" расположена на северной окраине г. Омска, в Северном промышленном узле. Со всех сторон территория СП ТЭЦ-3 граничит с площадками действующих промышленных предприятий: с северо — запада и юго-запада — с ОАО "Газпром нефть-Омский НПЗ", с северо-востока — с ОАО "Омский каучук", с юго-востока, через магистральную автодорогу (пр. Губкина) — с ГП "Завод подъемных машин". максимально разрешенный годовой выброс в атмосферу по состоянию на 2012 год составляет 1013,499 т/год.

8.2 Выбросы в окружающую среду в россии

Таблица 8.1 — Выбросы в РФ в окружающую среду за последние 4 года.

№п/пКонтролируемые показателиЗначения выбросов по годам, т/год (факт / временно согласованный выброс) 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 1NOx3 039,9722 745,9532 635,7332 749,2755 241,7675 241,7675 241,7675 241,7672CO2617,022529,916533,638591,2812 506,3402 506,3402 506,3402 506,3403SOx сернистый ангидрид5 964,2111 292,3682 209,3024 607,6661179,00011 79,00011 879,00011 879,0004NОx + SOx9 004,1834 038,3214 845,0357 356,9415Зола твердого топлива___-_____-______-______-___6Мазутная зола19,3324,04411,89717,45031,60031,60031,60031,600

Таблица 8.2 — Нормирование ПДК выбросов в теплоэнергетике россии.

НаименованиеПредельно допустимая концентрация (ПДК), мгм3Оксид серы (SO2) 0.5Оксид азота (NO) 0.4Диоксид азота (NO2) 0.085Оксид углерода CO5.0Оксид ванадия VО20.002Пыль0.5Бенз (а) пирен0.000001

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 ТЭЦ 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 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.

8.3 Мероприятия, направленные на уменьшение выбросов NOx

существующие технические решения не всегда позволяют добиться удовлетворительных экологических показателей работы КС энергетических ГТУ.

количество образующихся оксидов азота является функцией не только температуры пламени, также и времени, в течение которого смесь горючих газов находи при температуре пламени. Данная зависимость является почти линейной функцией времени. Таким образом, температура и время нахождения газов при этой температуре определяют уровень выхода термических оксидов азота и являются важнейшими переменными, которыми конструктор должен оперировать, чтобы снизить уровни выбросов .

Скорость образования оксидов азота уменьшается по мере обеднения топливной смеси (а >1) в зоне пламени "сухой" КС, что связано с уменьшением его температуры. Аналогичный эффект можно получить при впрыске воды (пара) в "мокрую" КС. В сухих КС в отличие от мокрых не применяют впрыск пара и воды для подавления оксидов азота.

Количество впрыскиваемой воды (пара) может меняться в широких пределах от 0,5 до 1,5 расхода топлива на турбину.

Высокие экологические показатели КС и всей ГТУ можно получить тремя основными способами:

а) применением мокрых КС обычной конструкции с диффузионным факелом и с впрыском воды (пара);

б) использованием микро факельного многоступенчатого сжигания сильно обедненной топливной смеси в сухих КС;

в) применение первых двух решений совместно с каталитической очисткой выхлопных газов ГТУ

процесс селективного каталитического восстановления (ОЕМОХ) — наиболее широко применяемая технология восстановления оксидов азота в выхлопных газах ГТУ. В качестве примера на рис. приведена схема установки, разработанной датской фирмой "Хальдор Топсе АО". Восстановление оксидов азота происходит при спрыске восстанавливающего агента — водного раствора аммиака в выхлопные газы ГТУ при температуре 300-420°С и последующем пропуске смеси аммиак — выхлопные газы через катализатор. Побочным явлением применением мокрых КС являются:

·сокращение периодов между профилактическим техобслуживанием и уменьшение срока службы;

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

·увеличение эмиссии СО.

8.4 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 три оксида серы SO3, который соединяется с водяным паром и образует пары серной кислоты.

Пары серной кислоты в 3-4 раза тяжелее воздуха, под действием гравитации вместе с атмосферными осадками поступают в почву.

В результате пресноводные водоемы и реки окисляются, 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 ТЭЦ может быть осуществлено тремя способами:

путем очистки топлива от соединений серы до его сжигания;

связыванием серы в процессе горения;

в результате очистки дымовых газов.

8.5 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 ТЭЦ 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.

Уменьшение выбросов углекислого газа от ТЭЦ дают:

)сжигание ископаемых топлив с малым содержанием углерода (природный газ);

2)использование энергоносителей, не содержащих углерод (ядерное топливо);

)использование возобновляемых источников энергии;

)энергосбережение;

)теплофикация;

)реализация технических решений, повышающих КПД ТЭЦ

9. Экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ-3

9.1 Расчет себестоимости энергии

Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии основывается на смете эксплуатационных расходов станции по производству электрической и тепловой энергии. Смета эксплуатационных расходов составляется по элементам затрат.

9.1.1 Затраты на топливо

Годовые затраты на топливо, млн. р.,

, (9.1)

где — годовой расход топлива на блок ПГУ (величина принята из технических характеристик), т. у. т.;

— цена топлива на месте потребления, р. /т. топл. (р. /1000 нм3) (принимаем равной 3896 р. /т. топл.);

тепловой эквивалент применяемого топлива.

, (9.2)

где — теплота сгорания топлива, в данном случаи газа — 35 МДж/кг.

млн. р.;

9.1.2 затраты на воду

Вода на ТЭЦ расходуется на питание котлов, подпитку теплосети, на технические и бытовые нужды (охлаждение турбин, заливка шлака, промывка фильтров, душевые, утечки пара, конденсата и воды).

Годовые затраты на воду млн. р.,

, (9.3)

где — цена 1 м3 воды с учетом транспортировки, р/м3 (принимаем 13,95 р/м3);

— потребляемый объем воды, м3.

Потребляемый объем воды:

(9.4)

где — объем воды на заполнение тепловых сетей и систем потребителей, м3;

объем воды на компенсацию потерь воды, пара и конденсата, м3.

объем на заполнение тепловых сетей:

м3.

Объем воды на компенсацию потерь воды, пара и конденсата принимается по рекомендациям в размере 0,75% от объема на заполнение тепловых сетей, м3,

, (9.5) ;

Тогда по формуле (7.4), (7.3):

;

млн. р.;

9.1.3 затраты на вспомогательные материалы

К вспомогательным материалам относятся реагенты для химической водоочистки, их количество зависит от объемов потребления воды, ее качества и применяемой схемы водоподготовки.

По удельным нормам расхода реагентов (табл.9.1) объему потребляемой воды и цене соответствующего реагента определяются годовые затраты на вспомогательные материалы (реагенты) млн. р.:

(9.6)

где — цена i-го реагента, р. /кг (цена сульфоугля-20 р/кг, цена поваренной соли-10 р/кг); — удельный расход i-го реагента, в зависимости от общей жесткости исходной воды, кг/м3.

Таблица 9.1 — Удельные нормы расхода реагентов на химводоочистку

Наименование показателейОбщая жесткость исходной воды, мг-экв/кг1234567891011Удельный расход сульфоугля, кг/м31,31,82,02,53,03,23,33,53,84,1-Удельный расход поваренной соли, кг/м30,150,170,180,200,220,230,250,270,290,300,32

млн. р.;

9.1.4 Заработная плата с начислениями

годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала ТЭЦ и пиковой котельной определяются исходя из численности этого персонала и среднегодового фонда заработной платы млн. р.:

, (9.7)

Где — удельная численность эксплуатационного персонала ТЭЦ, (для разрабатываемого цеха ПГУ принимаем 25 чел);

— среднемесячная величина оплаты труда одного работника ТЭЦ, р. (принимаем 15000 р.);

— начисления, относимые на фонд заработной платы.

млн. р.

9.1.5 Амортизационные отчисления

годовые амортизационные отчисления, млн. р.,

, (9.8)

где — средневзвешенная норма амортизационных отчислений на реновацию для электростанций в целом, %, принимается равной 3,3%;

— включает затраты на жилищное, коммунальное и бытовое строительство, благоустройство и возвратные суммы, млн. р., принимается равным 0,15 .

млн. р.;

9.1.6 затраты на ремонт основных фондов

Годовые затраты на ремонт основных фондов, млн. р.,

(9.9)

меньшее значение коэффициента (0,1) относится к крупным ТЭЦ, мощность которых равна или выше 1000 МВт.

млн. р.

9.1.7 Прочие затраты

Прочие годовые затраты, млн. р.,

, (9.10)

Меньшее или выше 1000 МВт.

млн. р.

9.1.8 Суммарные годовые расходы

Суммарные годовые расходы ТЭЦ, млн. р.,

, (9.11)

млн. р.

9.1.9 Расход электроэнергии на собственные нужды станции

Для подсчета себестоимости единицы отпущенной энергии на электростанции требуется определить расход электроэнергии на собственные нужды.

Этот расход определяют на основании средних норм по важнейшим потребителям собственных нужд. Мелкие потребители, освещение, вентиляция учитываются, укрупнено как "прочие".

Суммарные годовые расходы ТЭЦ необходимо распределить между электро- и теплоэнергией.

Расход электроэнергии на циркуляционные насосы, МВт. ч,

, (9.12)

где — норма удельного расхода электроэнергии на циркуляционные насосы, принимается в размере 0,5% от суммарной годовой выработки электроэнергии.

МВт. ч.

Таблица 9.2 — Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды в зависимости от вида топлива.

Группы потребителейОбозначениеЕд. изм. Удельный расход эл. энергииКам. угольГазМазутУстр. топливо приготовлениякВт·ч/т. н. т27,0-3,5Тягодутьевые устройствакВт·ч/т. пара5,003,653,65

Расход электроэнергии на тягодутьевые устройства, МВт. ч,

, (9.13)

где — норма удельного расхода электроэнергии на тягодутьевые устройства, кВт·ч/т. пара (принимается по табл.9.2).

годовое производство пара котельной ТЭЦ, т,

, (9.14)

где — КПД брутто котельной ТЭЦ, для газа — 0,9;

— теплота сгорания условного топлива, равная 29300 кДж/кг;

— энтальпия пара, кДж/кг;

— энтальпия питательной воды, кДж/кг.

т;

Тогда расход электроэнергии на тягодутьевые устройства:

МВт·ч.

Расход электроэнергии на сетевые насосы, МВт. ч,

, (9.15)

где — норма удельного расхода электроэнергии на сетевые насосы, принимается в размере 3,0 кВт·ч/ГДж.

МВт·ч.

Расход электроэнергии на питательные электронасосы, МВт. ч,

, (9.16)

где — норма удельного расхода электроэнергии на питательные электронасосы, (принимается по табл.9.3).

Таблица 9.3 — Удельные расходы электроэнергии на собственные нужды в зависимости от давления

Группы потребителейОбозначениеУдельный расход эл. энергии, кВт. ч/т пара, в зависимости от давления пара (МПа) 101425Питательные электронасосы6,27,47,9

МВт·ч.

Расход электроэнергии на прочих потребителей, МВт·ч,

, (9.17)

где — норма удельного расхода электроэнергии на прочих потребителей, %, принимается в размере 0,4.

МВт·ч;

Расход электроэнергии на собственные нужды для производства электроэнергии в МВт·ч,

, (9.18)

Расход электроэнергии на собственные нужды для производства тепловой энергии в МВт·ч,

, (9.19)

Коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды в процентах,

, (9.20)

%

Удельные расходы топлива на отпущенную энергию, кг. у. т., определяется по формуле:

на 1 кВт. ч —

, (9.21)

кВт·ч;

на 1 ГДж —

. (9.22)

ГДж;

На основе полученных данных определяют абсолютные расходы топлива на отпуск каждого вида продукции ТЭЦ в т. у. т., по формуле:

на тепловую энергию —

. (9.23)

т. у. т.

на электроэнергию —

. (9.24)

т. у. т.

Затраты на топливо относимые на электро — и теплоэнергию в млн. р.:

, (9.25)

млн. р

. (9.26)

млн. р

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии, к. / (кВт·ч),

. (9.27)

к. / (кВт·ч).

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии, р. /ГДж,

. (9.28)

р. /ГДж.

Аналогично рассчитывают распределение затрат и составляющих себестоимости энергии по воде, вспомогательным материалам, зарплате, амортизации, ремонту и прочим расходам.

Полная себестоимость электрической энергии складывается из составляющих по электроэнергии, а полная себестоимость тепловой энергии — из составляющих по тепловой энергии. Структуру себестоимости энергии ТЭЦ сводят в табл.9.4.

Таблица 9.4 — структура себестоимости энергии

ЭлементыЭлектроэнергияТеплок. / (кВт·ч) %р. /ГДж%топливо67,6389,76120,9393,84Вода1,5622,071,6081,25Вспомогательные материалы0,0570,080,0590,05зарплата0,6730,890,6930,54Амортизация3,3464,443,4442,67Ремонт0,6690,890,6890,53прочие1,4061,871,4481,12Всего75,347100,00128,871100,00

Таблица 9.5 — Технико-экономические показатели внедрения блока ПГУ

показателиобозначениеЕдиница измерениязначениеустановленная мощность ТЭЦNу (ТЭЦ) МВт90выработка эл. энергииΣЭГОДМВтч616073,04расход эл. энергии на соб. нуж. Кс. н%1,06годовой отпуск тепла от блока ПГУна отопление, вентиляцию, и прочие нуждыQГ (от. к-б) тыс. ГДж2765,00Удельный расход условного топливана отпуск эл. энергииb (отп) ээкг у. т. / (кВтч) 0,304на отпуск теплаb (отп) тэкг у. т. / (ГДж) 37,078себестоимость энергии: на отпущенный кВт*чZ (т) э. эк. / (кВт*ч) 75,35на отпущенный ГДжZ (т) т. эр. /ГДж128,87

9.2 Смета капитальных затрат

Таблица 9.6 — Оценочный расчет капитальных затрат строительства блока ПГУ, млн. руб.

НаименованиеСтоимость, млн. руб. КУ и вспомогательное оборудование (2 шт.) 290ГТУ с учетом доставки (2 шт.) 1145ПТУ285генератор для ПТ68Электротехническое оборудование189Вспомогательное тепломеханическое оборудование382Оборудование автоматизации установки150Строительно-монтажные работы210Демонтаж существующего оборудования36Проектные работы182Пусконаладочные работы128прочие153Итого (без НДС) 3218Итого (с НДС) 3604

9.3 Расчет срока окупаемости

Для определения периода окупаемости энергоблока существует несколько методологических подходов. В нашей стране широко используется показатель срока окупаемости капитальных вложений как отношение суммы капитальных вложений к годовой прибыли, получаемой в результате использования данных капитальных вложений:

, (9.29)

где K — капиталовложения в проект, млн. р.;

Пг — годовая прибыль от реализации проекта, за вычетом налога за Прибыль 18% и ставки прибыли 10%, млн. р.

, (9.30)

где — экономическое выражение технического эффекта, достигаемого при внедрении энергосберегающего мероприятия, тыс. руб. /год;

— изменение амортизационных отчислений в результате внедрения/замены оборудования, тыс. руб. /год;

— изменение платежей по налогу на имущество, тыс. руб. /год;

— изменение платежей по налогу на Прибыль, тыс. руб. /год;

— изменение прочих эксплуатационных расходов, тыс. руб. /год.

Экономическое выражение технического эффекта рассчитывается по следующей формуле, тыс. руб. /год:

, (9.31)

где — цена i-го вида ресурса, по которому достигается снижение потребления, тыс. руб. /ед. измерителя.

Изменение амортизационных отчислений в результате внедрения/замены оборудования вычисляется по следующему выражению, тыс. руб. /год:

Для данного случая внедрения нового оборудования:

; (9.32)

— норма амортизации на внедряемое оборудование, 1/год, равна:

, (9.33)

где — срок службы внедряемого оборудования, год.

Изменение платежей по налогу на имущество (с учетом износа оборудования) рассчитывается по формуле, тыс. руб. /год:

Для данного случая внедрения нового оборудования:

; (9.34)

где — ставка налога на имущество, принимается в размере 0,022.

Изменение платежей по налогу на Прибыль вычисляется по уравнению, тыс. руб. /год:

, (9.35)

Расчет чистого дисконтированного дохода (ЧДД)

(9.36)

где Е = 0,1 — ставка дисконтирования;

Т = 10 лет — расчетный период;

Ктд = 3604 — единовременные затраты млн. р

Результаты расчетов ЧДД сведены в табл.9.7

Таблица 9.7 — Результаты расчета ЧДД, тыс. руб.

ПоказательГод (t) 0-й1-й2-й3-й4-й5-й6-й7-й8-й9-й10-йЭ0,00454,00671,09671,09671,09671,09671,09671,09671,09671,1671,1Kt3604,00,000,000,000,000,000,000,000,000,000,00ЧДДt-3604,0412,73554,62504, 20458,36416,69378,81344,37313,07284,6258,7SЧДД-3604,0-3191,2-2636,6-2132,4-1674,1-1257,40-878,59-534,2-221,163,46322,1Индекс доходности (ИД) -1,00-0,89-0,73-0,59-0,46-0,35-0,24-0,15-0,060,020,09

На рис 9.1 приведен график расчета чистого дисконтированного дохода и индекса доходности

Рисунок 9.3 — график расчета чистого дисконтированного дохода и индекса доходности

Результаты расчетов годового экономического эффекта и срока окупаемости мероприятия сведены в табл.9.8

Таблица 9.8 — расчет годового экономического эффекта и срока окупаемости мероприятия

ПоказательЗначение1. Суммарные капиталовложения в мероприятие, К (тыс. руб.) 36040002. Усредненный срок службы внедряемого оборудования, Тсл, (год) 183. Полный экономический эффект от внедрения мероприятия, Э (тыс. руб. /год), в том числе: 616073+200222,2-41846,4-103360,8=6710883.1 Экономическое выражение технического эффекта, S (тыс. руб. /год) 616073,043.2 Изменение амортизационных отчислений, A (тыс. руб. /год) 3604000/18=200222,23.3 Изменение платежей по налогу на имущество, Hи (тыс. руб. /год) 3604000· (1+1/18) ·0,022/2=41846,43.4 Изменение платежей по налогу на Прибыль, Hп (тыс. руб. /год) 0,18· (616073-41846,4) =103360,84. Срок окупаемости, ток (год) 3604000/671088=5,45. Дисконтированный срок окупаемости, Тд при норме дисконта E = 10 %-ln (1-10·5,4/100) / ln (1+10/100) =8,16. Внутренняя норма доходности, %147. Категория мероприятияДолгосрочное, крупнозатратное

Срок окупаемости внедрения нового блока ПГУ с учетом дисконтирования денежных средств составил 8,1 года, что на 33% выше значения простого срока окупаемости, равного 5,4 года. Данное денежных средств.

Заключение

В данном дипломном проекте была поставлена задача, определить целесообразность реконструкции тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с выбором оптимального варианта. В результате технико-экономических обоснований, вариант предусматривающий замену части оборудования 1-ой очереди выбывшего из эксплуатации, на новый прогрессивный парогазотурбинный энергоблок с мощностью 90 МВт, рекомендован к установке настоящим проектом.

Установка парогазотурбинного энергоблока ПГУ-90 позволит значительно сократить расход топлива на выработку электроэнергии, уменьшить эксплуатационные затраты, улучшить экологическую обстановку в городе и упростить эксплуатацию ТЭЦ. осуществление реконструкции тепловой схемы ТЭЦ с установкой энергоблока ПГУ-90 потребует капитальных вложений в сумме 3604 млн. руб. Дисконтированный срок окупаемости составит 8 лет, что вполне приемлемо для проектов такого масштаба.

Усиление борьбы с потерями энергии, топлива, сырья — одна из основных задач в теплоэнергетики. нужно помнить, что снижение расхода топлива на выработку киловатт — часа электроэнергии всего на один грамм сберегает в масштабах страны миллион тонн топлива, это снижение на сотни тысяч тонн вредных выбросов в окружающую среду. Парогазовая установка, в этом отношении, наиболее рациональный вариант т.к. имеет КПД 54% (в некоторых случаях до 60%) против 35% в обычном паросиловом блоке на большинстве ТЭЦ россии.

Таким образом, подводя итоги оценки эффективности проекта, строительство парогазовой установки мощностью 90 МВт Омкой ТЭЦ-3, можно сделать следующий вывод: данный проект можно считать эффективным с технико-экономической точки зрения, о чем свидетельствуют все основные показатели эффективности проекта. Данный проект призван решить наиболее острую проблему Омского региона на современном этапе — нехватки энергетических мощностей и высокий уровень износа оборудования ТЭЦ и котельных.

список использованной литературы

1.Абрамов А.И., Елизаров Д.П. Повышение экологической безопасности ТЭС. — Москва, МЭИ, 2002.

2.Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник / А.А. Александров, Б.А. Григорьев. М.: Издательство МЭИ, 1999.168 с.

.Боруш, О.В. некоторые особенности исследования ПГУ двух давлений / П.А. Щинников, О.В. Боруш // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб. науч. тр. / под ред. Акад. ран В.Е. Накорякова. — Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. — Вып.9. — С.64 — 73.

.Боруш, О.В. исследование эффективности бинарных парогазовых устано-вок / О.В. Боруш // Наука. технологии. Инновации. Материалы докладов всероссийской научной конференции молодых ученых в 7-и частях, часть 3. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. — С.50 — 51.

.Воинов А.П., Куперман Л.И., Сушон С.П. Паровые котлы на отходящих газах. Киев: Вища школа, 1983.176 с.

.Газотрубные котлы-утилизаторы и энерготехнологические котлы / НИИЭкономики. М., 1986.41 с.

.Гиршфельд В.Я. тепловые электрические станции / В.Я. Гиршфельд, Г.Н. Морозов. М.: Энергоатомиздат, 1986.224 с.

.Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций / Д.П. Елизаров. М.: Энергоатомиздат, 1982.264 с.

.Рыжкин В.Я. тепловые электрические станции / В.Я. Рыжкин. М.: Энергоатомиздат, 1987.328 с.

.Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / А.П. Воинов, В.А. Зайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский. М.: Энергоатомиздат, 1989.272 с.

.Новиченко П.П. Учет затрат и калькулирование себестоимости продукции в промышленности / П.П. Новиченко, И.М. Рендухов. М., 1992.224 с.

.Омская энергосбытовая компания [электронный ресурс]. URL: #»justify»>.ОмскРегионГаз [Электронный ресурс]. URL: #»justify»>.Правила ТБ и охраны труда при обслуживании тепловых электростанций и тепловых сетей. РД 28.19.502-94. М.: ОРГРЭС, 1994.

.Плетнев Г.П. автоматизированное управление объектами тепловых электростанций. — М.: Энергоатомиздат, 1981.368с.

.Региональная энергетическая комиссия по Омской области [Электронный ресурс]. URL: #»justify»>.Сазанов Б.В. Промышленные тепловые электростанции / Б.В. Сазанов. М.: Энергия, 1967.344 с.

.Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса / В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. М., 2003.416 с.

.СТП ОмГУПС-1.1-02. работы студенческие учебные и выпускные квалификационные. Основные положения. Омск: ОмГУПС, 2002.15 с.

.СТП ОмГУПС-1.2-05. работы студенческие учебные и выпускные квалификационные. Обшие требования и правила оформления текстовых документов. Омск: ОмГУПС, 2005.28 с.

.СТП ОмГУПС-1.3-02. работы студенческие учебные и выпускные квалификационные. Основные правила оформления чертежей. Омск: ОмГУПС, 2002.34 с.

.СТП ОмГУПС-1.13-04. работы студенческие учебные и выпускные квалификационные. Правил оформления схем тепловых. Омск: ОмГУПС, 2004

.Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод) / Под общ. ред. Н.В. Кузнецова М.: Энергия, 1973.296 с.

.Типовой алгоритм расчета технико-экономических показателей мощных отопительных ТЭЦ / Министерство энергетики и электрификации СССР. М., 1983. Ч.1.

Учебная работа. Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90