Разработка и расчетное обоснование плана реконструкции регенеративной установки турбины К – 100 – 90 -7 ЛМЗ, в условиях КарГРЭС - 2

диплом.docx

На тему: «Разработка и расчетное обоснование плана реконструкции регенеративной установки турбины К – 100 – 90 -7 ЛМЗ в условиях КарГРЭС - 2»
Техническое состояние основного оборудования КарГРЭС - 2 ..10
1 Описание технологического процесса (электрическая и тепловая мощности) КарГРЭС – 2 ..10
2 Пиковые мощности регулирование отпуска тепла .10
3 Определение и анализ особенностей производства электрической и тепловой энергии 11
4 Анализ особенностей тепловой схемы и режимы использования тепловой мощности станции .14
5 Электрическая схема КарГРЭС – 2 14
Турбоагрегат тепловой электрической станции (ТЭС) паросиловая установка (ПСУ) ТЭС принципиальная тепловая схема (ПТС) паротурбинной ТЭС и ее характеристи ..18
1 Общие сведения о паровой турбине ее конструкции принципе работы и классификации турбин ..18
2 Конструкционные особенности турбоагрегата и кинематический принцип работы тепловых турбинных установок принципиальная тепловая схема турбоустановки ..21
3 Особенности конструкции и технологического процесса конденсационных паротурбинных установок 28
Принципиальная тепловая схема (ПТС) и технические характеристики конденсационных паровых турбин К – 55 – 90 К – 100 – 90 – 7 .32
1 Конструкция и номинальные технические показатели паротурбинной установки К – 100 – 90 – 7 32
2 Конструкция ПТС технико – экономические показатели (ТЭП) работы конденсационной паровой турбины К – 55 – 90 39
3 Выбор характеристических параметров и расчет турбинной ступени ..43
4 Расчет тепловой схемы ПТУ .43
5 Выбор вспомогательного оборудования 61
Расчет экономической эффективности проекта 70
Анализ условий труда в турбинном цехе КарГРЭС – 2 79
Расчет показателей экологической эффективности проекта 100
Список использованных источников 112
Необходимость электрической и тепловой энергии для современного производства и быта человека общеизвестна. Электрическую энергию производят на электрических станциях использующих различные виды природной энергии [1- 4]. Промышленное значение имеет тепловая химически связанная энергия органического топлива гидравлическая энергия рек энергия деления атома ядра (ядерного топлива) [8]. Основными являются тепловые электрические станции на органическом топливе – ТЭС производящие около 75% электроэнергии в мире [5].
На тепловых электростанциях используют топливо: твердое (уголь торф сланцы лигнит) жидкое (мазут) газообразное (преимущественно природный газ). Для привода электрических генераторов на ТЭС применяют как правило паровые турбины мощностью до 1200 МВт. Паротурбинные электростанции вырабатывающие один вид энергии – электрическую оснащают турбинами конденсационного типа и называют конденсационными электростанциями. На электростанциях вырабатывающих и отпускающих два вида энергии – электрическую и тепловую устанавливают паровые турбины с конденсацией и регулируемыми отборами пара частично турбины с противодавлением. Такие тепловые электростанции называют теплоэлектроцентралями (на органическом топливе – ТЭЦ). На ТЭЦ осуществляют комбинированное производство и отпуск двух видов энергии – электрической и тепловой [45].
Централизованное теплоснабжение потребителей с использованием отработавшей теплоты турбин и выработкой электроэнергии на базе теплового потребления называют теплофикацией. Турбины соответствующего типа называют теплофикационными. Благодаря использованию отработавшей теплоты ТЭЦ обеспечивают большую экономию топлива расходуемого на производство электроэнергии в стране.
Тепловые электрические станции имеют преимущественно - блочную структуру. ТЭС с блочной структурой составляется из отдельных энергоблоков. В состав каждого энергоблока входят основные агрегаты – турбинный и котельный и связанное с ними непосредственно вспомогательное оборудование. Турбина вместе с котлом питающим ее паром образует моноблок. Переход к блочной структуре ТЭС обусловлен в основном применением промежуточного перегрева пара и необходимостью упрощения схемы главных паропроводов и трубопроводов питательной воды а также требованиями обеспечения четкой системы автоматизации и регулирования основных агрегатов и их вспомогательного оборудования.
ТОО «КарагандаЭнергоцентр» с установленной мощностью 440 МВт состоит из двух очередей первая из которых мощностью 330 МВт а вторая мощностью 110 МВт. Теплофикационные показатели Карагандинской ТЭЦ - 3 соответствуют тепловым мощностям бойлерных установок с установленной тепловой мощностью порядка - 1059 Гкалч.
Цель дипломного проекта сводится к разработке плана технических мероприятий по реконструкции проточной части ЧВД и ЧНД конденсационных паровых турбин К – 55 – 90 К – 100 – 90 ЛМЗ в условиях ПТС с целью повышения технико – экономических показателей станции КарГРЭС - 2.
На основании поставленной цели были сформулированы задачи дипломного проекта:
) Выполнить анализ технико – экономических показателей (ТЭП) работы котельного турбинного тепломеханического и теплофикационного оборудования КарГРЭС – 2;
) Провести сравнительный анализ установленных располагаемых и рабочих показателей по электрической (МВт) тепловой мощности (Гкалч) КарГРЭС – 2 на основании чего выявить дефицит по теплу.
) Предложить и расчетно обосновать технические мероприятия по реконструкции конденсационных турбин К – 50 – 90 К – 55 – 90 К – 100 – 90 – 7 ЛМЗ в расчете на номинальные технические характеристики КарГРЭС - 2.
Техническое состояние основного оборудования Карагандинской ГРЭС - 2
1 Описание технологического процесса (электрическая и тепловая мощности) КарГРЭС - 2
ГРЭС ТОО «Корпорация Казахмыс» с установленной мощностью 663 МВт состоит из двух очередей. Первая очередь станции мощностью 305 МВт оборудована шестью котлами ПК-10п-2 одним турбогенератором К – 55 - 90 одним турбогенератором К-50-90 и двумя турбогенераторами К-100-90-7. Вторая очередь станции мощностью 358 МВт оборудована девятью котлами ПК-10п-2 одним котлом ПК-14-3 одним турбогенератором К-100-90и тремя паровыми турбинами Т – 86 – 90.
Согласно приказу МЭиЭ СССР № 137 от 16.08.1977г. с 01.12.1977г. за номинальную величину в условиях КарГРЭС – 2 принята температура перегретого пара 520ºС. Номинальные параметры острого пара перед турбинами: давление -90 ата температура- 535ºС. Фактическая температура 515ºС определена в связи со снижением на 20 ºС температуры перегретого пара на котлах.
Схема главных паропроводов станции - блочная с одним (для турбин К-50-90) и двумя (для турбин К-100-90 и Т-86-9025) котлами на турбину и общей паровой переключательной магистралью.
Система пылеприготовления индивидуальная замкнутая с промежуточным бункером пыли емкостью 130 тонн. На каждый котлоагрегат установлено по две пылесистемы.
Пылесистема оборудована шаровой барабанной мельницей типа ШБМ-287470 сепараторами циклонами мельничным вентилятором бункером сырого угля.
Основным топливом сжигаемым на электростанции является каменный уголь Борлинского месторождения.
Для охлаждения конденсаторов турбин принята прямоточная система охлаждения с использованием в качестве пруда-охладителя Шерубай-Нуринского водохранилища.
2 Пиковые мощности регулирование отпуска тепла
Теплофикационное оборудование ГРЭС обеспечивает теплосети ЦТВЭС города Абай и тепличного цеха. Отпуск тепла станцией производится только с горячей водой. Установленная на начало 2011 года тепловая мощность ГРЭС– 435 Гкалчас в том числе 300 Гкалчас тепловая мощность теплофикационных отборов турбин. В качестве пикового и резервного источника тепла используются два РОУ 10013 и два РОУ 10025.
Теплосети имеют различные температурные графики вследствие чего на станции имеется три бойлерные группы.
В состав оборудования бойлерной группы ЦТВЭС входят: один основной бойлер типа БО-130-1м два основных бойлера типа ПСВ-500-3-23 и один пиковый бойлер типа БП-200. В состав оборудования бойлерной группы ЦТВЭС так же входят сетевые насосы: два типа 10НММХ2 производительностью 1200 тч и один насос типа 150Д-160 производительностью 1250 тч. Основные бойлеры питаются паром от теплофикационных отборов турбин или от РОУ 10025. Источником пара для пикового бойлера служит коллектор собственных нужд с давлением пара 6 кгссм².
В состав оборудования бойлерной группы тепличного цеха входят: три основных бойлера типа ПСВ-500-3-23 один пиковый типа ПСВ-500-14-23 а так же три сетевых насоса типа KRHX-40020064 производительностью 1250 тч. Основные бойлеры питаются паром от теплофикационных отборов турбин или от РОУ 10025. Источником пара для пикового бойлера служит РОУ 10013.
В состав оборудования группы обеспечивающей город Абай входят: два основных бойлера типа ПСВ-500-3-23 и один пиковый типа ПСВ-500-3-23. Основные бойлеры питаются паром от теплофикационных отборов турбин или от РОУ 10025. Источником пара для пикового бойлера служит РОУ 10013.
К особенностям отпуска тепла внешним потребителям можно отнести:
- отсутствие паровой нагрузки;
- наличие трёх бойлерных групп работающих на теплосети с различными температурными графиками;
- использование в качестве источника тепла пиковых бойлеров работающих на паре от РОУ 10013 и коллектора собственных нужд.
3 Определение и анализ особенностей производства электрической и тепловой энергии
Установленная мощность ГРЭС по выработке электроэнергии составляет 663 МВт официальных ограничений установленной мощности нет.
Основным видом сжигаемого топлива является каменный уголь Борлинского месторождения. Мазут используют лишь в качестве растопочного топлива и для подсветки.
ГРЭС работает в базовом режиме суточных нагрузок как в зимний так и летний периоды. Загрузка станции осуществляется в соответствие с диспетчерским графиком.
Отпуск тепла потребителям осуществляется с горячей водой по следующим температурным графикам:
ЦТВЭС – 70110 °С со срезкой 95 °С (при температуре наружного воздуха -23 °С)
Тепличный цех – 70120 °С со срезкой 115 °С (при температуре наружного воздуха -29 °С)
Город Абай – 70105 °С со срезкой 90 °С (при температуре наружного воздуха -22 °С).
Производство электрической и тепловой энергии в 2012 году. Выработка электрической энергии
Отпуск тепловой энергии (продолжительность отопительного периода)
Общие показатели электростанции КарГРЭС – 2
Всего по электростанции
Выработка электроэнергии
Отпуск электростанции с шин
Отпуск тепла потребителям (всего)
В т.ч.: - отработанным паром турбин
Удельный расход условн.топлива на отпуск электроэнергии:
Удельный расход условн.топлива на отпуск тепла:
Расход эл.энергии на собств.нужды:
- на выработку эл.энергии
Расход питательной воды
Добавок ХОВ и дистилята
Коэффициент теплового потока
На 1.01.2012 года протяженность тепловых сетей ГРЭС в пос. Топар составляет 132 км.
4 Анализ особенностей тепловой схемы и режимы использования тепловой мощности станции
Теплофикационное оборудование ГРЭС обеспечивает теплосети ЦТВЭС города Абай и тепличного цеха. Отпуск тепла станцией производится только с горячей водой. Установленная на начало 2012 года тепловая мощность ГРЭС– 435 Гкалчас в том числе 300 Гкалчас тепловая мощность теплофикационных отборов турбин. В качестве пикового и резервного источника тепла используются два РОУ 10013 и два РОУ 10025.
- наличие трёх бойлерных групп работающих на теплосети с различными температурными графиками;
5 Электрическая схема КарГРЭС - 2
Схема ГРЭС на генераторном напряжении построена по блочному принципу с питанием собственных нужд блоков от своей сети 6 и 04 кВ. Параллельная работа блоков осуществляется на повышенном напряжении (110 и 220 кВ).
Блоки №14 непосредственно связаны с РУ 110 кВ блоки 78 - с РУ 220 кВ.
На блоках 5 и 6 установлены автотрансформаторы которые подключены к РУ 110 и 220 кВ и обеспечивают как выдачу мощности генераторов так и связь этих РУ.
На РУ 220 кВ заведены следующие отходящие линии: ВЛ - Оскаровка 1 ВЛ - Оскаровка 2 ВЛ - Металлургическая 1 ВЛ - Металлургическая 2 ВЛ – Коунрад ВЛ – Кара-Мурун ВЛ - Кайракты ВЛ - Каражал.
На РУ 110 кВ - ВЛ Карагайлы 1 ВЛ Карагайлы 2 ВЛ - Калагир ВЛ – Тентек 1 ВЛ – Тентек 2 ВЛ – Кзыл 1 ВЛ – Кзыл 2 ВЛ – Новый город 1 ВЛ – Новый город 2 ВЛ - Нурказган.
Трансформаторы блоков №18
Р3Т Р4Т Р6Т"А" Р8Т"А
М3Т М4Т М5Т М7Т М8Т М9Т МОТ-1 МОТ-2
На ГРЭС установлено следующее электроэнергетическое оборудование:
) Синхронные генераторы:
На всех блоках кроме блока №1 и №2 установлены генераторы типа ТВФ-100-2. На блоке №1 установлен генератор типа ТЗФП-63-2МУЗ на блоке №2 установлен генератор типа ТВ-60-2.
На блоках №18 установлены трансформаторы следующих типов:
-Трансформатор С1Т - для питания РУ 35 кВ и КРУ 6 кВ от РУ 110 кВ
-Блочные трансформаторы С2Т С3Т С4Т С7Т С8Т - для работы в блоке с турбогенераторами
-Блочные автотрансформаторы С5Т и С6Т – для работы в блоке с генераторами и для связи РУ 110 и 220 кВ
-Трансформаторы Р1Т и Р2Т – для резервного питания СН блоков от РУ 110 кВ
-Трансформаторы Р3Т Р4Т Р5Т Р6Т"А" Р6Т"Б" Р7Т Р8Т"А" Р8Т"Б" для рабочего и резервного питания СН блоков
Мощность трансформаторов блоков согласуется с мощностью генераторов и обеспечивается выдача всей установленной мощности генераторов за вычетом собственных нужд в сети повышенного напряжения.Мощность трансформаторов блоков согласуется с мощностью генераторов и обеспечивается выдача всей установленной мощности генераторов за вычетом собственных нужд в сети повышенного напряжения.
Конструктивные особенности РУ КГРЭС:
) ОРУ-220 кВ выполнено портального типа со стальными опорами с однорядной установкой масляных выключателей типа У-220 с одной автодорогой. Электрическая схема - две рабочих системы шин и обходная. Разъединители горизонтально-поворотного типа с одним или двумя заземляющими ножами. Привод разъединителей – моторный Шинные разъединители второй системы шин в однофазном исполнении остальные - в трехфазном исполнении. Трансформаторы напряжения типа НКФ. Трансформаторы тока типа ТДУ. Ошиновка выполнена проводом АС-300. Подвесная изоляция - стеклянная и фарфоровая опорная - фарфоровая. Разрядники типа РВС.
) ОРУ-110 кВ выполнено портального типа со стальными опорами с двухрядной установкой масляных выключателей типов У-110-М МКП-110 с одной автодорогой (г-образная). Электрическая схема - две рабочих системы шин и обходная. Разъединители горизонтально-поворотного типа с одним или двумя заземляющими ножами. Привод разъединителей – моторный. Шинные разъединители второй системы шин в однофазном исполнении остальные - в трехфазном исполнении. Трансформаторы напряжения типа НКФ-11057. Трансформаторы тока типа ТВ-110-52. Ошиновка выполнена проводом АС-300 в три яруса. Подвесная изоляция - стеклянная (на малом количестве присоединений - фарфоровая) опорная - фарфоровая. Разрядники типа РВС.
) Распределительные устройства 6 кВ типа КРУ с выключателями типа ВМП-10 и ВМГ-133 с электромагнитными приводами; трансформаторы напряжения НОМ-6 НТМИ-6000100; трансформаторы тока ТПФМ-10 ТПЛ-10 ТВЛ-10.
) Распределительные устройства 04 кВ и постоянного тока - сборные и типа КРУ с выключателями типа АВ-15Б с моторным приводом А-20-50 электромагнитным приводом.
) На ГРЭС имеются два напряжения C.Н. - 6 (высшее) и 04 (низшее) кВ.
Турбоагрегат тепловой электрической станции (ТЭС) паросиловая установка (ПСУ) ТЭС принципиальная тепловая схема (ПТС) паротурбинной ТЭС и ее характеристики
1 Общие сведения о паровой турбине ее конструкции принципе работы и классификации турбин
Паровая турбина (фр. turbine от лат. turbo вихрь вращение) - это тепловой двигатель непрерывного действия в лопаточном аппарате которого потенциальная энергия сжатого и нагретого водяного пара преобразуется в кинетическую которая в свою очередь совершает механическую работу на валу.
Поток водяного пара поступает через направляющие аппараты на криволинейные лопатки закрепленные по окружности ротора и воздействуя на них приводит ротор во вращение.
Паровая турбина (ПТ) является одним из элементов паротурбинной установки (ПТУ) или вместе с котлоагрегатом (паровой котел плюс пароперегреватель) входит в паросиловую установку (ПСУ) ТЭС.
Отдельные типы паровых турбин также предназначены для обеспечения потребителей тепла тепловой энергией. Паровая турбина и электрогенератор составляют турбоагрегат или турбогенератор. Паровая турбина состоит из двух основных частей. Ротор с лопатками (рабочими решетками) — подвижная часть турбины. Статор с соплами — неподвижная часть.
По направлению движения потока пара различают аксиальные паровые турбины у которых поток пара движется вдоль оси турбины и радиальные направление потока пара в которых перпендикулярно а рабочие лопатки расположены параллельно оси вращения.
В России Казахстане и др. странах СНГ используются только аксиальные паровые турбины.[1]
По числу корпусов (цилиндров) турбины подразделяют на однокорпусные и двух- трёх- редко четырёх- пятикорпусные.
Многоцилиндровая турбина позволяет использовать большие располагаемые тепловые перепады энтальпии разместив большое число ступеней давления применить высококачественные материалы в частях высокого давления и раздвоение потока пара в частях среднего и низкого давления. Такая турбина получается более дорогой тяжёлой и сложной. Поэтому многокорпусные турбины используются в мощных паротурбинных установках (100 – 800 МВт и до 1200 МВт).
По числу валов различают одновальные у которых валы всех корпусов находятся на одной оси и двух- редко трёхвальные состоящие из двух или трёх параллельно размещенных одновальных паровых турбин связанных общностью теплового процесса а у судовых паровых турбин — также общей зубчатой передачей (редуктором).
Неподвижную часть - корпус (статор) выполняют разъёмной в горизонтальной плоскости для возможности выемки или монтажа ротора.
В корпусе имеются выточки для установки диафрагм разъём которых совпадает с плоскостью разъёма корпуса турбины.
По периферии диафрагм размещены сопловые каналы (решётки) образованные криволинейными лопатками залитыми в тело диафрагм или приваренными к нему.
В местах прохода вала сквозь стенки корпуса установлены концевые уплотнения для предупреждения утечек пара наружу (со стороны высокого давления) и засасывания воздуха в корпус (со стороны низкого).
Уплотнения устанавливают в местах прохода ротора сквозь диафрагмы во избежание перетечек пара из ступени в ступень в обход сопел.
На переднем конце вала устанавливается предельный регулятор (регулятор безопасности) автоматически останавливающий турбину при увеличении частоты вращения на 10—12% сверх номинальной.
В зависимости от характера теплового процесса паровые турбины подразделяются на 3 основные группы: конденсационные теплофикационные и турбины специального назначения. Также по типу ступеней турбин они классифицируются как активные и реактивные.
Конденсационные паровые турбины служат для превращения максимально возможной части теплоты пара в механическую работу. Они работают с выпуском (выхлопом) отработавшего пара в конденсатор в котором поддерживается вакуум (отсюда возникло наименование). Конденсационные турбины бывают стационарными и транспортными.
Стационарные турбины изготавливаются на одном валу с генераторами переменного тока. Такие агрегаты называют турбогенераторами (ТГ).
Тепловые электростанции на которых установлены конденсационные турбины называются конденсационными электрическими станциями (КЭС). Основной конечный продукт таких электростанций— электроэнергия. Лишь небольшая часть тепловой энергии используется на собственные нужды электростанции и иногда для снабжения теплом близлежащего населённого пункта. Обычно это посёлок энергетиков.
Доказано что чем больше мощность турбогенератора тем он экономичнее и тем ниже стоимость 1 кВт установленной мощности. Поэтому на конденсационных электростанциях устанавливаются турбогенераторы повышенной мощности.
Частота вращения ротора стационарного турбогенератора пропорциональна частоте электрического тока 50 Герц (синхронная машина). То есть на двухполюсных генераторах 3000 оборотов в минуту на четырёхполюсных соответственно 1500 оборотов в минуту.
Частота электрического тока является одним из главных показателей качества отпускаемой электрической энергии.
Современные технологии позволяют поддерживать частоту сети с точностью до 02% (ГОСТ 13109-97).
Резкое падение электрической частоты влечёт за собой отключение от сети и аварийный останов энергоблока в котором наблюдается подобный сбой.
В зависимости от назначения паровые турбины электростанций могут быть базовыми несущими постоянную основную нагрузку; пиковыми кратковременно работающими для покрытия пиков нагрузки; турбинами собственных нужд обеспечивающими потребность электростанции в электроэнергии. От базовых требуется высокая экономичность на нагрузках близких к полной (около 80%) от пиковых — возможность быстрого пуска и включения в работу от турбин собственных нужд — особая надёжность в работе. Все паровые турбины для электростанций рассчитываются на 100 тыс. ч работы (до капитального ремонта).
Транспортные паровые турбины используются в качестве главных и вспомогательных двигателей на кораблях и судах. Неоднократно делались попытки применить паровые турбины на локомотивах однако паротурбовозы распространения не получили. Для соединения быстроходных турбин с гребными винтами требующими небольшой (от 100 до 500 обмин) частоты вращения применяют зубчатые редукторы. В отличие от стационарных турбин (кроме турбовоздуходувок) судовые работают с переменной частотой вращения определяемой необходимой скоростью хода судна.[10].
Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин - тепло. Тепловые электростанции на которых установлены теплофикационные паровые турбины называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением с регулируемым отбором пара а также с отбором и противодавлением.
У турбин с противодавлением весь отработавший пар используется для технологических целей (варка сушка отопление). Электрическая мощность развиваемая турбоагрегатом с такой паровой турбиной зависит от потребности производства или отопительной системы в греющем паре и меняется вместе с ней. Поэтому турбоагрегат с противодавлением обычно работает параллельно с конденсационной турбиной или электросетью которые покрывают возникающий дефицит в электроэнергии.
У теплофикационных турбин с противодавлением отсутствует конденсатор. Отработавший пар имеющий давление выше атмосферного поступает в специальный сборный коллектор откуда направляется к тепловым потребителям отопительным или производственным.
В турбинах с регулируемым отбором часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней а остальной пар идёт в конденсатор. Давление отбираемого пара поддерживается в заданных пределах системой регулирования. Место отбора (ступень турбины) выбирают в зависимости от нужных параметров пара.
У турбин с отбором и противодавлением часть пара отводится из 1 или 2 промежуточных ступеней а весь отработавший пар направляется из выпускного патрубка в отопительную систему или к сетевым подогревателям.
Паровые турбины специального назначения обычно работают на отбросном тепле металлургических машиностроительных и химических предприятий. К ним относятся турбины мятого (дросселированного) пара турбины двух давлений и предвключённые (форшальт).[22]
Турбины мятого пара используют отработавший пар поршневых машин паровых молотов и прессов имеющих давление немного выше атмосферного.
Турбины двух давлений работают как на свежем так и на отработавшем паре паровых механизмов подводимом в одну из промежуточных ступеней.
Предвключённые турбины представляют собой агрегаты с высоким начальным давлением и высоким противодавлением; весь отработавший пар этих турбин направляют в другие с более низким начальным давлением пара.
Необходимость в предвключённых турбинах возникает при модернизацииэлектростанций связанной установкой паровых котлов более высокого давления на которое не рассчитаны ранее установленные на
электростанции турбоагрегаты.
Также к турбинам специального назначения относятся и приводные турбины различных агрегатов требующих высокой мощности привода. Например питательные насосы мощных энергоблоков электростанций нагнетатели и компрессоры газокомпрессорных станций и т. д.
Обычно стационарные паровые турбины имеют нерегулируемые отборы пара из ступеней давления для регенеративного подогрева питательной воды.
Паровые турбины специального назначения не строят сериями как конденсационные и теплофикационные а в большинстве случаев изготовляют по отдельным заказам.
2 Конструкционные особенности турбоагрегата и кинематический принцип работы тепловых турбинных установок принципиальная тепловая схема турбоустановки
2.1 Принципиальная кинематическая схема работы конструкция и классификация тепловых турбин
2.1.1 Принцип работы турбины
Современные тепловые турбинные установки существуют в двух основных разновидностях: паровые и газовые. Рабочим телом в каждой из них является соответственно пар (как правило водяной) или же газ (обычно - продукты сгорания жидкого или газообразного топлива).
Турбина - ротативный тепловой двигатель с непрерывным процессом преобразования тепловой энергии рабочего вещества в механическую работу. Кинематическая схема её предельно проста.
Турбина состоит из двух основных узлов:
) Вращающаяся часть – ротор;
) Неподвижная часть - корпус (статор).
Перед каждым диском с рабочими лопатками укреплен сопловой аппарат состоящий из нескольких неподвижных сопел закрепленных в корпусе.
Основным условием работы турбины является наличие разности давлений – перед сопловым аппаратом и за рабочими лопатками.
Сопла совместно с рабочими лопатками образуют проточную часть турбинной ступени (рисунок 1.).
В проточной части происходит двойное преобразование энергии рабочего вещества:
) в соплах потенциальная энергия пара или газа превращается в кинетическую; на выходе из сопел скорость потока составляет сотни метров в секунду;
) на рабочих лопатках кинетическая энергия потока непосредственно превращается в механическую работу вращения вала турбины; скорость вращения как правило составляет тысячи оборотов в секунду.
2.1.2 Принцип классификации паровых и газовых турбин
) По принципу действия: активные и реактивные.
) По количеству ступеней: одноступенчатые и многоступенчатые. Многоступенчатые в свою очередь могут быть со ступенями давления со ступенями скорости и комбинированные (как со ступенями скорости так и со ступенями давления).
) По направлению потока рабочего вещества: осевые радиальные и тангенциальные.
Активные турбины (турбинные ступени). Проточная часть состоящая из одного ряда сопел и одного ряда рабочих лопаток образует простейшую турбинную ступень. В активном варианте ступени расширение рабочего вещества (падение давления) имеет место только в соплах; на рабочих лопатках давление остается постоянным.
Работа осуществляется за счет непосредственного ударного действия потока на лопатки. Характер изменения давления и скорости показан на графике на рисунке 4 где Р0 – Р1 – Р2 - линия изменения давления а С0 – С1 – С2 - линия характеризующая изменение абсолютной скорости потока; С - сопловой аппарат РЛ - рабочие лопатки.
Реактивные турбинные ступени. Расширение рабочего вещества имеет постепенный характер: давление частично падает в соплах а затем - до конечного значения - на рабочих лопатках что обусловливается соответствующим профилем проточной части (рисунок 1).
На лопатках вследствие наличия перепада давлений наряду с непосредственным ударным (активным) действием струи появляется реактивная отдача т.е. полная сила действующая на лопатку складывается из двух составляющих. Характер изменения давления и абсолютной скорости дан на рисунке 2. а а действующих сил - на рисунке 2 б.
9 – камеры подвода и отвода пара; 2 4 6 – сопла; 3 5 8 - рабочие лопатки; 7 – диафрагмы
Рисунок 1 - Чертеж ступени паротурбинного агрегата
а – распределение давлений и абсолютной скорости на сопловых (С) и рабочих лопатках (РЛ); б– распределений усилий на рабочих лопатках: - сила активного воздействия - реактивная сила а Р - полная сила действующая на рабочую лопатку.
Рисунок 2 - Кинематическая схема работы реактивной турбинной ступени
Многоступенчатые турбины. В одноступенчатых турбинах выполняется комбинация одного ряда (по окружности) сопел и одного венца рабочих лопаток называемая активной или реактивной ступенью.
Турбины со степенями давления. В данном случае турбина состоит из нескольких последовательно расположенных простейших одноступенчатых турбин являющихся "ступенями" многоступенчатой турбины. Расширение рабочего вещества происходит постепенно от ступени к ступени. Такие турбины могут быть как активного так и реактивного типа.
Характер изменения давления и абсолютной скорости потока в этом случае представлен на рисунке 3.а (активный вариант) и рисунке 3.б (реактивный).
Турбины со ступенями скорости. Идея ступеней скорости состоит в том что кинетическая энергия полученная в соплах превращается в механическую работу не на одном венце рабочих лопаток а на нескольких расположенных последовательно.
(С) - поток на сопловых и рабочих (РЛ) лопатках активной (а) и реактивной (б) ступеней давления
Рисунок 3 – Характер изменения абсолютной скорости и давления
Между венцами рабочих лопаток находятся венцы (ряды) направляющих лопаток для придания струе нужного направления.
В этом случае каждый из рабочих венцов представляет собой ступень скорости.
Турбины такого типа могут быть двух- и трехвенечными. На рисунке 4.а показана проточная часть двухвенечной турбины. Здесь: С - сопла; РЛ1 - рабочие лопатки первого венца; НЛ - направляющие лопатки; РЛ2 - рабочие лопатки второго венца.
Турбины со ступенями скорости могут быть чисто активного типа или же с небольшой степенью реакции (т.е. небольшим падением давления на рабочих и направляющих лопатках). Характер изменения давления и скорости в турбине такого типа показан на рисунке 4.б (активный вариант) и 4.в (вариант с реакцией).
(а) – конструкция ступени скорости и характер изменения абсолютной скорости и давления потока на сопловых (С) рабочих (РЛ 1 РЛ 2) и направляющих (НЛ) лопатках активной (б) и реактивной (в) ступеней скорости
Рисунок 4 – Конструкция ступени скорости
2.1.3 Подразделение турбин по направлению потока рабочего вещества
Турбины могут быть осевого типа радиальные и тангенциальные.
Турбины осевого типа
В турбинах осевого типа генеральное направление движения рабочего тела совпадает с направлением оси ротора.
К турбинам такого типа относятся все выше рассмотренные конструкции и это самый распространенный вариант турбин используемых для привода электрогенераторов.
Турбины радиального типа
В турбинах такого типа генеральное направление движения рабочего потока осуществляется в радиальном направлении: либо из района оси ротора к периферии дисков либо наоборот - от периферии в район оси.
Турбина с единой проточной частью имеет два диска насаженных на отдельные валы и вращающихся в разные стороны.
Соответственно единый турбоагрегат имеет два электрогенератора.
Турбины тангенциального типа
Рабочее вещество подходит к колесу почти по касательной (тангенциально) к его наружной части где располагаются лопаточные карманы.
2.1.4 Может быть предложена следующая классификация паровых турбин:
А) В зависимости от характера теплового процесса паротурбинной установки.
) Турбины конденсационные:
а) турбины конденсационные без отборов пара;
б) турбины конденсационные с промежуточными отборами пара;
б.1) с нерегулируемыми отборами;
б.2) регулируемыми отборами;
б.3) как с регулируемыми так и нерегулируемыми отборами;
в) турбины с промежуточным подводом пара;
г) турбины мятого пара;
) Турбины с повышенным давлением на выхлопе:
а) турбины с ухудшенным вакуумом;
б) турбины с противодавлением;
в) турбины предвключенные.
Б) В зависимости от давления пара поступающего в турбину: низкого среднего высокого и сверхкритического.
2.2 Принципиальная тепловая схема паротурбинной тепловой электростанции (ПТТЭС)
На тепловой электрической станции механическая энергия превращается в электрическую энергию с помощью электрического генератора.
Принципиальная схема паротурбинной установки для привода электрогенератора изображена на рисунке 5. Свежий пар из котельного агрегата (1) где он получил тепло от сгорания топлива поступает в турбину (2) и расширяясь в ней совершает механическую работу вращая ротор электрогенератора (3). После выхода из турбины пар поступает в конденсатор (4) где происходит его конденсация. Конденсат отработавшего в турбине пара при помощи конденсатного насоса (5) проходит через подогреватель низкого давления (ПНД) (6) в деаэратор (7). Из деаэратора питательный насос (8) подаёт воду через подогреватель высокого давления (ПВД) (9) в котельный агрегат. Подогреватели (6) и (9) и деаэратор (7) образуют систему регенеративного подогрева питательной воды которая использует пар из нерегулируемых отборов паровой турбины.
котлоагрегат (КА) одноцилиндровую конденсационную турбину регенеративную установку (подогреватели низкого (ПНД) высокого (ПВД) давления; деаэратор (Д)) электрогенератор (N) и конденсатор (К)
Рисунок 5 – Принципиальная тепловая схема паротурбинной тепловой электростанции
3 Особенности конструкции и технологического процесса конденсационных паротурбинных установок
В СССР первая конденсационная турбина была построена на Ленинградском металлическом заводе в 1924. Это была турбина мощностью 2 МВт работавшая на паре с начальным давлением 11 кгссм2 и температурой 300°С; в 1970 там же была изготовлена одновальная конденсационная турбина мощностью 800 МВт с начальным давлением пара 240 кгссм2 и температурой 540°С. В 1973 создаётся одновальная конденсационная турбина мощностью 1200 МВт с промежуточным перегревом пара не имеющая аналогов в мировом турбостроении в то время. [4]. На рисунке 6 представлена схема современной конденсационной турбины в разрезе.
– корпус 2 – барабан 3 – подшипник 4 - сопловые лопатки одной из ступеней 5 - рабочие лопатки одной из ступеней [6]
Рисунок 6 - Многоступенчатая турбина
Существует несколько видов современных паровых конденсационных турбин.
Чисто конденсационные турбины обладают рядом преимуществ особенно при необходимости надежного источника энергии большой мощности и наличии поблизости недорогого топлива такого как технологический побочный газ. Для увеличения теплового КПД турбины пар обычно отбирается из промежуточной ступени турбины для подогрева питательной воды.
Конденсационные турбины с промежуточным отбором пара производят как технологический пар так и электроэнергию. Технологический пар по мере необходимости может отбираться автоматически при одном или нескольких фиксированных значениях давления. Турбины такого типа отличает эксплуатационная гибкость поскольку они обеспечивают необходимое количество технологического пара при постоянном давлении производя при этом требуемое количество электроэнергии (рисунки 78).
Турбины двойного давления приводятся в действие двумя и более потоками пара поступающими на турбину независимо друг от друга. В агрегатах с двумя потоками пара можно выбрать оптимальные параметры пара независимо для каждого источника. Такой тип турбин может использоваться при установке дополнительного котла к уже имеющемуся что является эффективным способом улучшения теплового КПД [5].
Разработана высокотемпературная (800-850°С) паровая конденсационная турбина (рисунок 9) мощностью 100 МВт с числом оборотов в минуту 24000 в качестве топлива используются органическое ядерное и водородное топливо альтернативные источники энергии.
Рисунок 7 - Конденсационная паровая турбина с двойным отбором пара мощностью 50 МВт
Рисунок 8 - Конденсационная турбина с промежуточным отбором пара двойного давления мощностью 35 МВт
Рисунок 9 – Конденсационная турбина мощностью 100 МВт
Современное турбостроение базируется на применении высоких и сверхвысоких параметров пара. Известно что к. п. д. турбоустановки растет с повышением параметров свежего пара и развитием регенеративного подогрева питательной воды. Поэтому желательно повышать давление и температуру свежего пара до предельно возможных значений и увеличивать число отборов для подогрева питательной воды а также использовать тепло отбираемого пара для технологических целей и подогрева сетевой воды в установках с подогревателями.
Принципиальная тепловая схема (ПТС) и технические характеристики конденсационных паровых турбин К – 55 – 90 К – 100 – 90 – 7
1 Конструкция и номинальные технические показатели паротурбинной установки К – 100 – 90 - 7
Характеристика турбины
Номинальная мощность МВт
Длина рабочей части лопатки последней ступени мм
Расход охлаждающей воды через конденсатор
Начальные параметры пара
Максимальный расход свежего пара тч
Температура воды. °С
Давление пара в конденсаторе кПа
Конденсационная паровая турбина К – 100 – 90 - 7 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 100 МВт с начальным давлением 882 МПа (таблица 5) предназначены для привода генераторов переменного тока ТВ-2-100-2 для базовой нагрузки нормального и аварийного регулирования мощности энергосистемы (рисунок 10).
Технические характеристики конденсационной паровой турбины К – 100 - 90 ЛМЗ
Турбина К – 100 – 90 соответствует требованиям ГОСТ 24278-74.
Номинальные значения основных параметров турбины К-100-90 приведены в таблице 5.
Турбина К-100-90 выпускается специально для энергоблоков с высокими параметрами конденсации (до 35 кПа) в том числе для конденсационных устройств с сухими башенными градирнями и смешивающими конденсаторами.
Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара (рисунок 1) предназначенных для подогрева питательной воды в ПНД деаэраторе и ПВД до температуры 227 °С при номинальных параметрах и нагрузке.
Данные о регенеративных отборах пара приведены в таблице 8.
Турбина К – 100 – 90 представляет одновальный двухкорпусной агрегат (рисунки 1112).
Комплектующее теплообменное оборудование ТГ: К – 100 – 90 ЛМЗ
Подогреватели низкого давления
встроен в конденсатор
Подогреватели высокого давления
Подогреватели сетевой воды
Сальниковый подогреватель
Эжектирующий подогреватель
Сливные (дренажные) насосы
Проточная часть турбины состоит из двадцати одной ступени давления. В части высокого давления установлено семнадцать ступеней давления. Корпус низкого давления - двухпоточный по четыре ступени в потоке.
Парораспределение турбины - дроссельное с частичным подводом пара к пятой ступени. Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара на подогрев питательной воды до температуры 227 °С.
Сопловой аппарат первой ступени и диафрагмы последующих шести ступеней закреплены на внутреннем корпусе.
Диафрагмы остальных ступеней части высокого давления установлены в обоймах. Корпус высокого давления по вертикальному разъему имеет сварное соединение.
Уплотнение концов вала - лабиринтовое безвтулочное в схеме уплотнений предусмотрен регулятор давления уплотняющего пара.
Пар из части высокого давления по двум паропроводам диаметром 09 м подводится к средней части низкого давления выполненной из чугунного литья. Диафрагма последней ступени имеет ребра усиления. Сегменты с узкими направляющими лопатками вставляются в расточку корпуса диафрагмы.
Отношение диаметра последней ступени к высоте лопатки 282.
Рисунок 10 – Принципиальная тепловая схема конденсационной паровой турбины К – 100 – 90 ЛМЗ
Рисунок 11 – Продольный разрез цилиндра высокого давления (ЦВД) конденсационной турбины К – 100 - 90
Рисунок 12 – Продольный разрез цилиндра низкого давления (ЦНД) конденсационной турбины К – 100 - 90
Последний подшипник турбины - комбинированный опорно-упорный со сферической поверхностью вкладыша. Два конденсатора приварены к выхлопным патрубкам турбины на фундамент они опираются при помощи пружин.
Ротор части высокого давления – цельнокованый. Ротор части низкого давления - с насадными дисками и радиальными шпонками. Ротор турбины и генератор соединены жесткой муфтой.
Турбина снабжена валоповоротным устройством.
Турбина снабжена системой автоматического регулирования а также устройствами защиты обеспечивающими работу и останов турбины при возникновении аварийных нарушений режима работы. Датчиком системы регулирования является механический датчик частоты вращения
Исполнительными элементами системы регулирования являются гидравлические сервомоторы регулирующих клапанов и автоматических затворов ЦВД и ЦНД. Передача воздействий на исполнительные элементы осуществляется через гидравлические усилители.
Для ограничения возрастания частоты вращения при сбросе нагрузки в системе регулирования служит гидравлический дифференциатор закрывающий клапаны турбины при достижении заданного порогового значения частоты вращения и электрогидравлический преобразователь закрывающий регулирующие клапаны турбины при отключении генератора.
Максимальное повышение частоты вращения ротора после мгновенного сброса нагрузки и отключения генератора составляет не более 109 % от номинальной частоты вращения.
Имеется механический ограничитель мощности выполненный в виде упора промежуточного усилителя. Специальный регулятор воздействующий на электродвигатель механизма управления турбиной при падении давления свежего пара до минимально допустимой величины обеспечивает поддержание давления не ниже этого значения.
Степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет (4010) %. Нечувствительность системы регулирования частоты вращения составляет не более 015 %.
Для защиты от разгона турбина снабжена регулятором безопасности с двумя бойками которые срабатывают при повышении частоты вращения до (116-05) %. При срабатывании регулятора безопасности происходит закрытие всех регулирующих и стопорных клапанов.
Действие регулятора безопасности дублируется дополнительной защитой настроенной на 114 % от номинальной частоты вращения выполняемой в блоке золотников регулятора скорости.
Турбина снабжена электромагнитным выключателем при воздействии на который от защиты турбины и блока обеспечивается срабатывание золотников регулятора безопасности и закрытие стопорных и регулирующих клапанов.
Рисунок 13 – Продольный разрез конденсационной турбины К – 100 - 90
Система маслоснабжения турбины обеспечивает маслом систему регулирования и систему смазки подшипников. Подача масла в систему регулирования производится с помощью центробежного насоса приводимого в действие непосредственно от вала турбины. В систему смазки масло подается с помощью двух инжекторов включенных последовательно.
Турбина снабжена одним резервным насосом смазки.
Масляный бак сварной конструкции имеет рабочую емкость 24 м". Для очистки масла от механических примесей в масляном баке установлены фильтры. Конструкция масляного бака позволяет производить быструю и безопасную смену фильтров при работе турбины.
Для охлаждения масла предусматривается четыре маслоохладителя. Расход охлаждающей воды на каждый работающий маслоохладитель равен 140 м3ч.
Конденсационная установка турбины предназначена для работы на охлаждающей пресной воде состоит из двух двухходовых однопоточных конденсаторов с поверхностью охлаждения 3000 м2 жестко присоединенных к турбине с помощью сварки и установленных на пружинных опорах.
Корпус конденсатора - сварной конструкции. Подводящие воду патрубки расположены внизу отводящие - сбоку наверху камер с обеспечением отвода воздуха в сливной трубопровод. Корпус имеет линзовый компенсатор снижающий напряжение при тепловых расширениях. Конденсат пара отводится из нижней части корпусов двумя трубопроводами присоединенными к группе конденсатных насосов. Эжекторы для пуска и постоянной работы - пароструйные.
Регенеративная установка. В турбоустановке осуществлен восьмиступенчатый подогрев питательной воды до температуры 227 °С при номинальной нагрузке. Отборы на регенеративные подогреватели производятся из ЦНД (ПНД № 1 ПНД № 2 ПНД № 3 ПНД № 4 и ПНД № 5) из ЦВД (деаэратор ПВД № 1 ПВД № 2 и ПВД № 3).
ПВД оборудованы охладителями пара и дренажа. ПНД № 5 - охладителем пара и ПНД №4 - охладителем дренажа.
Все охладители пара и конденсата отборов выполнены встроенными в корпус подогревателей.
Схема включения деаэратора в один отбор с подогревателем устраняет влияние дросселирования от турбины до деаэратора.
ПНД № 1 встроен в верхнюю часть конденсаторов. ПНД № 2 3 4 и 5 -поверхностные вертикальные. Каждый из этих подогревателей представляет собой конструкцию состоящую из трубной системы и корпуса. Трубная система образована 11-образными трубками завальцованными в трубную доску. Каждый из ПНД кроме ПНД № 1 снабжен регулирующим клапаном отвода конденсата из подогревателя управляемым автоматическим электрическим регулятором.
Конденсат греющего пара из ПНД № 1 направляется через гидрозатвор в конденсатор. Конденсат греющего пара из подогревателей № 2 и 3 сливается каскадно Из ПНД № 4 в который поступает конденсат с испарителя и ПНД № 5 конденсат откачивается сливным насосом. Устанавливаются два электронасоса из которых один резервный. ПНД №4 выполнен со встроенным охладителем дренажа ПНД № 5 - со встроенным охладителем пара.
Три поверхностных ПВД № 1 2 и 3 рассчитаны на последовательный подогрев питательной воды после деаэратора.
ПВД вертикальной конструкции имеют трубные секции состоящие из стальных трубных спиралей вваренных в коллекторы. Корпуса подогревателей выполнены сварными и имеют штампованные днища.
Каждый подогреватель снабжен регулирующим клапаном отвода конденсата автоматическим электрическим регулятором воздействующим на регулирующий клапан отвода конденсата и поддерживающим заданный уровень конденсата в подогревателях и уравнительными сосудами для присоединения датчиков I и II уровня.
2 Конструкция ПТС технико – экономические показатели (ТЭП) работы конденсационной паровой турбины К – 55 – 90
Конденсационная паровая турбина К – 55 – 90 производственного объединения турбостроения «Ленинградский металлический завод» (ПОТ ЛМЗ) номинальной мощностью 50 МВт с начальным давлением 87 МПа - одноцилиндровый турбоагрегат с однопоточным выхлопом в конденсатор и развитой системой регенеративного (нерегулируемого) подогрева питательной воды (рисунок 14).
Турбина К – 55 – 90 относится к современным турбинам модификации серии турбин ЛМЗ мощностью 55 МВт (таблица 8).
Возможен дополнительный нерегулируемый отбор пара на собственные нужды станции.
Турбина К – 55 – 90 соответствует требованиям ГОСТ 24278-74.
Номинальные значения основных параметров турбины К-50-90 приведены в таблице 7.
Турбина К- 55 -90 выпускается специально для энергоблоков с высокими параметрами конденсации (до 35 кПа) в том числе для конденсационных устройств с сухими башенными градирнями и смешивающими конденсаторами.
Турбина имеет восемь нерегулируемых отборов пара (рисунок 14) предназначенных для подогрева питательной воды в ПНД деаэраторе и ПВД до температуры 225 °С при номинальных параметрах и нагрузке.
Технические характеристики конденсационной паровой турбины К – 55 – 90 ЛМЗ
Номинальная мощность
Максимальная мощность
Давление свежего пара
Температура свежего пара
Максимальный расход свежего пара на турбину тч
Длина рабочей части лопатки последней ступени мм
Номинальная температура охлаждающей воды °С
Проточная часть турбины состоит из двадцати одной ступени давления. В отсеке высокого давления (ОВД) установлено семнадцать ступеней давления и четыре ступени в отсеке низкого давления (ОНД).
Турбина снабжена К – 50 - 90 снабжена системой автоматического регулирования а также устройствами защиты обеспечивающими работу и останов турбины при возникновении аварийных нарушений режима работы. Датчиком системы регулирования является механический датчик частоты вращения.
Рисунок 14 – Тепловая схема конденсационной паровой турбины К– 55 - 90
Рисунок 15 – Продольный разрез турбины К– 55 - 90
Регенеративная установка конденсационной турбины К – 55 - 90
Давление отборов пара:
ПВД - 6 3 отбор и Деаэратор
Формула проточной части:
Степень неравномерности регулирования частоты вращения составляет (40-10) %. Нечувствительность системы регулирования частоты вращения составляет не более 015 %.
В турбоустановке осуществлен восьмиступенчатый подогрев питательной воды до температуры 225 °С при номинальной нагрузке. Регенеративная установка ТГ К – 50 – 90 включает: конденсатор (К) подогреватели низкого давления ПНД № 1 ПНД № 2 ПНД № 3 ПНД № 4 ПНД № 5 деаэратор подогреватели высокого давления ПВД № 1 ПВД № 2 .ПВД № 3.
3 Расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки на примере турбины К – 100-90-7 после реконструкции ЦВД
3.1 Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки К – 100 – 90 – 7 (с 18 – ой ст. ЧВД)
Принципиальная тепловая схема (ПТС) определяет основное содержание технологического процесса преобразования тепловой энергии на электростанции. ПТС включает в себя основное и вспомогательное оборудование и линии связывающие его в единое целое.
Турбина К – 100 – 90 – 7 ЛМЗ спроектирована на начальные -параметры 882 МПа и 535ºС.
Для данной турбины выбираем два котла ПК – 10 – п- 2. Котел барабанный номинальная производительность 200 тч давление 10 МПа температура пара 520ºС.
Турбоустановка рассчитана на работу с одно- двух- и трехступенчатым подогревом сетевой воды – в нижнем сетевом подогревателе верхнем сетевом подогревателе и в трубном пучке конденсатора. При трехступенчатом подогреве сетевой воды (работа со встроенным пучком) ее температура на входе в пучок не должна превышать 60ºС. Турбина может развивать электрическую мощность 110 МВт при номинальной тепловой нагрузке и 100 МВт в конденсационном режиме.
Расход пара в турбину при номинальном режиме составляет 207 кгс и максимальном – 211 кгс. Номинальная тепловая мощность турбины равна 110 МВт при использование теплофикационного пучка конденсатора – 100 МВт. Температура питательной воды составляет 235ºС.
Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара (таблица 10).
Давление в регулируемых отборах может поддерживаться в интервалах нижнего 004 – 02 МПа верхнего 006 – 025 МПа.
4 Расчет тепловой схемы ПТУ
4.1 Баланс основных потоков пара и воды
Расход пара на турбоустановку (задан):
Расход перегретого пара из котла:
Основные технические характеристики турбоустановки К – 100 – 90-7
(относительная величина утечек пара для производственно отопительных ГРЭС до 16%);
Расход питательной воды:
(доля непрерывной продувки барабанных котлов для ТЭЦ с восполнением потерь);
- Расход непрерывной продувки пара в барабанных котлах
Количество добавочной воды:
– величина утечек пара;
- расход непрерывной продувки пара полученный в расширителях;
- (потери конденсата с продувочной водой с учетом получения в расширителе непрерывной продувки пара );
-потери конденсата на производстве при данной схеме ;
4.2 Порядок расчёта ПВД
Тепловой расчет подогревателей высокого давления (ПВД) ТГ К – 100 – 90 - 7
Формула (или источник) и расчет
Давление пара в отборах турбины
Температура пара в отборах турбины
Продолжение таблицы 10
Давление пара на входе в подогреватель
Энтальпии пара на входе в подогреватель
Давление воды создавае-
мое питательным насосом
Температура насыщения пара в основной поверхности
Температура питательной воды за подогревателем
Энтальпия питательной воды за подогревателем
Остаточная температура перегрева
Давление пара в основной поверхности
Энтальпии пара после пароохладителя
Напор создаваемый питательными насосами
Энтальпия конденсата определяемая по давлению в деаэраторе
Энтальпия конденсата на выходе из нижнего ПВД
Энтальпии конденсата на выходе из охладителей
Коэффициент сохранения тепла
Расход пара на каждый подогреватель
Энтальпии питательной воды после каждого
Уточненные значения температуры питательной воды
Уточненные значения энтальпий конденсата после каждого подогревателя
Окончание таблицы 10
Уточненные значения расхода пара на подогреватели
4.3 Порядок расчёта ПНД
4.3.1 Определение расхода пара на ПНД
Расход пара в конденсатор:
(коэффициент теплоты пара из уплотнений - принимаем).
Расход основного конденсата:
4.3.2 Определение греющего пара на охладители эжекторы (ОЭ)
(коэффициент теплоты пара на эжекторы – принимаем).
Расход греющего пара на эжекторы:
Теплота греющего пара в эжекторе (при МПа):
- энтальпия потоков входящих в эжектор;
- температура потоков выходящих из эжектора;
- температура насыщения в эжекторе пара при МПа;
- энтальпия потоков выходящих из эжектора;
Энтальпия пара в охладителе эжекторе:
4.3.3 Определение греющего пара на охладители пара из уплотнений (ОУ)
- коэффициент теплоты пара из уплотнений на ОУ1;
Расход греющего пара на ОУ1:
Теплота греющего пара в ОУ1 (при МПа):
- энтальпия потоков входящих в ОУ1;
- температура потоков выходящих из ОУ1;
- температура насыщения в ОУ1 пара при МПа;
- энтальпия потоков выходящих из ОУ1;
Энтальпия пара в ОУ1:
4.3.4 Определение греющего пара на охладители пара из уплотнений (ОУ2)
Расход греющего пара на ОУ2:
Теплота греющего пара в ОУ2 (при МПа):
- энтальпия потоков входящих в ОУ2;
- температура потоков выходящих из ОУ2;
- температура насыщения в ОУ2 пара при МПа;
- энтальпия потоков выходящих из ОУ2;
Энтальпия пара в ОУ2:
4.3.5 Определение расхода пара на ПНД 7
Тепловой баланс для подогревателя:
Расход пара на ПНД 7:
4.3.6 Определение расхода пара на ПНД 6
Расход пара на ПНД 6:
4.3.7 Определение расхода пара на ПНД 5
Расход пара на ПНД 5:
4.3.8 Определение расхода пара на ПНД 4
Расход пара на ПНД 4:
4.4 Расчет деаэратора питательной воды
Тепловой баланс деаэратора:
Материальный баланс деаэратора:
- энтальпия пара насыщения в деаэраторе (из диаграммы);
- энтальпия пара из расширителя непрерывной продувки котла – принимаем.
Расход пара на деаэратор:
4.5 Расчет деаэратора добавочной воды и конденсата
Материальный баланс деаэратора конденсата и добавочной воды:
Тепловой баланс охлаждающей продувочной воды:
- энтальпия охлаждающей продувочной воды – принимается;
- теплота продувочной воды;
- подогрев охлаждающей воды.
Тепловой баланс деаэратора химически очищенной воды:
- энтальпия добавочной воды;
- энтальпия на входе в деаэратор (при МПа и );
- энтальпия на выходе из деаэратора (при МПа);
Расход пара на деаэратор ХВО:
4.6 Расчет сетевых подогревателей
Тепловой баланс для сетевого подогревателя:
- полный подогрев воды в подогревателе [4];
- теплота греющего отработанного пара отдаваемая в подогревателе (из табл. 1.1 [5]);
- энтальпия воды в обратной сети – принимаем;
- температура воды в обратной сети (из
- энтальпия сетевой воды на выходе из ВС;
- энтальпия сетевой воды на выходе из НС;
- температура сетевой воды на выходе из ВС (из
- температура сетевой воды на выходе из НС (из
кгс – расход пара на ВС;
кгс – расход пара на НС;
–расход сетевой воды через ВС;
- теплоемкость воды – принимается;
- отопительная нагрузка турбоустановки (из табл. 1.1);
- температура воды в прямой сети.
4.7 Определение расхода пара на турбину
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из отбора:
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 1-го отбора:
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 2-го отбора:
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 3-го отбора и ДПВ:
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 4-го отбора:
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 5-го отбора:
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 6-го отбора и ВС:
Коэффициент недовыработки электроэнергии паром из 7-го отбора и НС:
4.8 Определение мощности турбины
Проверка расхода пара:
Невязка расхода пара:
Проверка равенства заданной мощности и суммы мощностей развиваемых на отдельных потоках пара:
- механический КПД турбины – принимается;
- КПД электрогенератора для турбин – принимается;
Невязка электрических мощностей:
4.9 Определение технико-экономических показателей ПТУ и ГРЭС
Полный расход тепла на турбоустановку:
Расход тепла на производство электроэнергии:
КПД турбоустановки по производству электроэнергии:
Тепловая нагрузка парогенератора:
КПД брутто котлоагрегата:
КПД брутто ТЭЦ по производству электроэнергии:
КПД сетевых насосов:
5 Выбор вспомогательного оборудования
5.1 Типовое оборудование К - 100 – 90 – 7 ЛМЗ
КПД нетто ТЭЦ по производству электроэнергии:
Удельный расход условного топлива на электроэнергию:
Коэффициент потерь теплоты с отпуском пара внешним потребителям:
КПД брутто ТЭЦ по производству теплоты:
Удельный расход условного топлива на производство теплоты:
Технические характеристики оборудования ТГ К - 100 – 90 – 7 ЛМЗ
Наименование оборудования
Основной эжектор конденсационного устройства
Охладитель пара из концевых камер уплотнений (с эжектором)
Охладитель пара из промежуточных камер уплотнений
ПН-250-16-7-II(ПНД1)
Сетевые подогреватели
Маслоохладители паровых турбин
Конденсатные насосы первого подъема
КС-80-155 (дренаж из ПНД3) (1 шт.)
Конденсатные насосы сетевых подогревателей
5.2 Расчетные параметры парового котла
Выбор типа котлов в основном ограничивается двумя типами: барабанными и прямоточными. При выборе котлов помимо начальных параметров пара учитывают качество исходной воды и величину потерь теплоносителя водный режим стоимость котла график нагрузки станции снижение параметров пара на пути от парогенератора до турбоустановки и многое другое.
Основными характеристиками паровых котлов являются их производительность и параметры пара после первичного и промежуточного перегревателей. Производительность выбираемого парового котла должна учитывать увеличение расхода пара на турбину за счет повышения давления в конденсаторе в летнее время утечек пара и конденсата включения сетевых установок для отпуска тепла и других расходов.
В соответствии с этим производительность парового котла выбирается по максимальному пропуску свежего пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды электростанции и обеспечения некоторого запаса для использования вращающегося резерва и других целей.
С учетом гидравлических и тепловых потерь в паровом тракте блока от котла до турбины давление пара за котлом должно быть выше номинального для турбины на 4-9% а температура на 1-2%.
5.3 Расчет деаэратора
Суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по максимальному ее расходу. На каждый блок устанавливается один деаэратор.
Расчетные параметры деаэратора ДП-1000-4
Номинальная производительность
Окончание таблицы 12
Давление допустимое пи работе предохранительных клапанов
Пробное гидравлическое давление
Масса колонки заполненной водой
Геометрическая емкость колонки
Полезная емкость аккумуляторного бака
Типоразмер охладителя выпара
Типоразмер деаэраторного бака
Полезная емкость деаэраторного бака
Геометрическая емкость деаэраторного бака
Максимальная длина деаэраторного бака
В зависимости от соотношения пропуска воды через деаэратор и нужного объема баков принимают по одному или по два деаэратора на один бак. Возможна также установка одного деаэратора на два бака соединенных между собой линиями пара и воды.
Деаэраторы добавочной воды выбирают централизованно для всей ТЭС или ее очередей.
Запас питательной воды в баках деаэраторов должен обеспечивать работу станции в течении 10 минут.
Для расхода питательной воды выбираем следующую марку деаэратора – ДП-1000-4.
Для расхода добавочной воды:
выбираем следующую марку деаэратора – ДА-1510.
5.4 Выбор питательного насоса
Насосы тепловых электростанций как и другие типы машин служащие для перемещения среды и сообщения ей энергии характеризуются следующими параметрами:
) объемной производительностью (подачей) ;
) давлением на стороне нагнетания ;
) плотностью перемещаемой среды .
Общей формулой для определения напора насоса будет являться формула:
Расчетные параметры араметры деаэратора ДА-25
Наружный диаметр и толщина стенки колонки
Диаметр и толщина стенки аккумуляторного бака
Поверхность охладителя выпара
где - статический напор;
– динамический напор;
- ускорение свободного падения;
Величиной в виду ее малости можно пренебречь.
5.4.1 Определение напора питательного насоса
Высота столба питательной воды от деаэратора до питательного насоса:
Высота столба питательной воды от питательного насоса до барабана:
Допустимый кавитационный запас:
Давление на стороне всасывания рассчитывается из условия недопущения вскипания воды при попадании её на быстровращающиеся лопасти колеса насоса:
где – давление в деаэраторе; – давление столба воды от деаэратора до насоса.
Давление на нагнетания развиваемое насосом определяется заданным давлением в конечной точке тракта суммарными гидравлическими сопротивлениями тракта и разницей геометрических отметок между точками перемещения среды:
где – давление в барабане котла; – давление столба воды от барабана котла до насоса.
Так как питательная вода на всасывании в насос приходит из деаэратора уже нагретой до температуры 15815 то это означает что После расчетов получено следующее значение плотности питательной воды
5.4.2 Определение подачи питательного насоса
Производительность насосов определяется максимальным расходом питательной воды на котел с запасом не менее 5%:
В расчетах тепловой схемы ГРЭС расход воды определяется как массовый .
Между объемным и массовым расходами выполняется соотношение:
Определение мощности потребляемой насосом:
Расчетные параметры питательного насоса ПЭ-780-200
Тип и мощность привода
5.5 Выбор конденсатного насоса
Производительность конденсатного насосов определяется максимальным расходом конденсата перекачиваемого им с запасом не менее 5%:
В расчетах тепловой схемы ГРЭС расход воды определяется как массовый .
По подаче выбираем конденсатный насос – КсД 120-553.
5.6 Гидравлический расчет сетевых насосов
Число насосов регламентируется следующим образом: при индивидуальной установке ставят два насоса по 50% производительности каждый.
Подогреватели сетевой воды современных турбин (от К– 6080 – 130 до К –300 - 240) допускают давление воды до 0.8 МПа; сопротивление трубопроводов теплосети значительно выше. Это приводит к необходимости применять две ступени сетевых насосов: первая ступень (СН I) устанавливается до сетевых подогревателей вторая (СН II) – перед ПВК. Давление нагнетания СН1 рассчитывается на преодоление сопротивления подогревателей и создания допустимого кавитационного запаса на входе в насос второй ступени:
где -кавитационный запас указанный в техническом паспорте насоса.
Входное давление насосов первой ступени определяется давлением обратной сетевой воды (0.3 – 0.5). Давление нагнетания сетевых насосов второй ступени в зависимости от сопротивления внешних трубопроводов теплосети составляет 1.5 – 2.2.
Объемный расход воды на СН1:
Объемный расход воды на СН2:
Параметры конденсатного насоса КсВ200-220
Допустимый кавитационный запас
Завод - изготовитель
ПО «Насос-энергомаш» г. Сумы
Определение мощности потребляемой насосом СН1:
Определение мощности потребляемой насосом СН2:
Расчетные параметры сетевого насоса СЭ5000-70
Расчет экономической эффективности проекта
Определение экономической эффективности производства эффективности использования различных ресурсов общества и прежде всего такие как капитальные вложения производственные фонды живой труд природные богатства и минеральные ресурсы является одной из важнейших проблем при реализации любого проектного решения [30].
Основными направлениями работ по экономии тепловой и электрической энергии в системах теплоснабжения являются [30]:
Разработка и применение при планировании и в производстве технически и экономически;
- обоснованных норм расхода тепловой и электрической энергии для осуществления режима экономии и наиболее эффективного их использования;
- организации действенного учёта отпуска и потребления тепла;
- оптимизация эксплуатационных режимов тепловых сетей с разработкой и внедрением наладочных мероприятий;
- разработка и внедрение организационно – технических мероприятий по ликвидации непроизводительных тепловых потерь и утечек в сетях.
Расчет экономической эффективности мероприятий по реконструкции тепловых сетей г. Абай [31]
Замена трубопроводов соответственно по диаметрам протяженность трубопроводов [32]:
) ду = 325х8 протяжённость – 13550 м
) ду = 273х7 протяжённость - 785050 м
) ду = 219х6 протяжённость – 95655 м
) ду = 159х5 протяжённость – 1034515 м
) ду = 114х4 протяжённость – 56930 м
) ду = 89х4 протяжённость – 1029 м
) ду = 76х4 протяжённость – 35009 м
) ду = 57х4 протяжённость – 216465 м
При оценке эффективности проектных решений капитальные вложения и другие затраты являются главным критерием и подразделяются на ряд групп
в зависимости от их назначения [31]:
) прямые капитальные вложения (используются непосредственно на строительство или реконструкцию данного объекта);
) сопряженные в том числе общезаводские (косвенные) капитальные вложения расходуемые на строительство или реконструкцию объектов общезаводского хозяйства обслуживающих основной объект обслуживающих основной объект и смежные производства предприятия обеспечивающие данный объект материалом и полуфабрикатами;
) капитальные вложения связанные с возмещением народнохозяйственных потерь (при реконструкции существующих производства);
) капитальные вложения связанные с формированием (пополнением) оборотных средств или уменьшением их размера.
Расчет и стоимость материалов при существующих трубопроводах [32]:
А) ду 530х8l= 5904 к.м.
04 х 10298кг .= 60799 тн.
Стоимость 1 тонны – 225000 тенге
794х225000 ==136786500 тенге
Изоляция труб ду 530х8 минплитой толщиной 100мм расход минплиты на 1 п.м. – 0203 м2
04х0203 м3 = 119851 м3
Стоимость 1 м3 минплиты – 460197 тенге
9851х460197 = 551551620 тенге
Покрытие листовой сталью 05 мм.
Расход листовой стали толщиной = 05 мм – 2487 м2 на 1 п.м. Трубы.
04х2487 = 1468325 м2
Стоимость одной тонны стали толщиной 05 мм – 12380531 тенге
265х12380531 = 7089711 тенге
Б) труба ду 325х8 протяжённостью:
20х6254 = 12633080 кг
Стоимость одной тонны трубы – 16574956 тенге
634х16574956 = 20940799 тенге
Изоляция труб ду 325х8 минплитой толщиной 100 мм на 1п.м. составляет – 0138 м3
876х460197 = 12836814 тенге
Покрытие листовой сталью толщиной 05 мм.
Расход листовой стали составляет: 1751 м2
Стоимость 1 м2 стали листовой 05 мм – 12380531
8828х12380531 = 1720893 тенге
В) труба ду 219х6 протяжённостью:
п.м. Трубы ду 219х6 составляет: 3152 кг.
22х3152 = 14253344 кг
2533х16574956 = 23624284 тенге
Изоляция труб ду219х6 минплитой толщиной 50мм.
Расход составляет на 1 п.м. – 1369 м3
Стоимость 1 м3 минплиты – 406197 тенге
9062х460197 = 2848905 тенге
Листовая сталь 4822х1369 = 619062 м2
298 тг.х12380531 = 3008469 тенге.
Г) труба ду 273х8 протяжённостью – 704 п.м.
п.м. трубы ду 273х8 – 5228 кг
Стоимость одной тонны – 16574956 тенге
805х16574956 = 610041250 тенге
Изоляция труб ду 273х8 минплитой толщиной 100мм
Расход составляет: 0129 м3
82х460197 = 41793250 тенге
Покрытие листовой сталью толщиной 05 мм
919х785х05 = 429 тенге
9х12380531 = 53112477 тенге
Расчет и стоимость материалов при реконструкции тепловых сетей г. Абай [32]:
А) труба ду377х9 протяжённостью:
п.м. Трубы составляет – 8167 кг
04х8167 кг = 18816 тонн
817х16574956 = 31189094 тенге
Изоляция труб ду 377х9 минплитой толщиной 100 мм
Расход минплиты на 1 п.м. Трубы – 0138 м3
795х460197 = 146319630 тенге
Изоляция труб листовой сталью толщиной 05 мм
Расход стали 05 мм на 1 п.м – 1751 м2
04х1751 м2 = 40343 м2
343х785х05 = 1583463 кг
Стоимость одной тонны стали толщина – 05 мм – 12380531
84х12380531 = 19610761 тенге
Б) труба ду 325х8 протяжённостью:
п.м. Трубы – 6254 кг
60х6254 = 16636 тонн
636х16574956 = 27514334 тенге
Изоляция труб ду 325х8 минплитой толщиной 100 мм
Расход минплиты на 1 п.м. – 0138 м
Стоимость 1 м3 минплиты – 460177 тенге
708х460177 = 168921770 тенге
Изоляция труб листовой сталью толщиной – 05 мм
Расход на 1 п.м. Трубы – 1751 м2
5766х785х05 = 1828 тонн
Стоимость одной тонны листовой стали толщиной – 05 мм – 12380531 тенге
28х12380531 = 2263161 тенге
В) труба ду 273х7 протяжённостью:
п.м. Трубы – 4592 кг
Стоимость одной тонны – 16574956
74х16574956 = 13548369 тенге
Изоляция труб минплитой толщиной 100 мм
Расход минплиты на 1 п.м. – 0129 м3
80х0129 м3 = 22962 м3
Стоимость 1 м3 минплиты 1 п.м. – 460177
962х460177 = 10566584 тенге
Изоляция труб листовой сталью толщиной – 05 мм
Расход листовой стали на 1 п.м. – 1369 м2
3682х785х05 = 956 тонн
Стоимость одной тонны стали толщиной – 05 мм – 12380531
6х12380531 = 11835787 тенге
Г) труба ду 194х6 протяжённостью:
80х2782 = 9123805 тонн
238х16574956 = 15122989 тенге
Изоляция труб минплитой толщиной 50 мм
Расход минплиты на 1 п.м. – 0103 м3
784 м3х460177 = 155466190 тенге
Листовая сталь толщиной – 05 мм расход на 1 п.м. – 1369 м2
9032х785х05 = 1763 тонн
63х12380531 = 21826876 тенге
Д) труба ду 159х5 l = 320
08х16574956 = 10077573 тенге
Изоляция минплитой толщиной – 50 мм
Расход минплиты на 1 п.м. – 0034 м3
9х460177 = 501593 тенге
Расход на 1 п.м. – 0862 м2
58х785х05 = 10825 кг
Стоимость одной тонны – 12380531
08х12380531 = 1337097 тенге
Экономический эффект от модернизации турбины К – 100 – 90 – 7 [32]:
Турбина типа K-100 – 90 – 7 ЛМЗ номинальной мощностью 100 тыс. кВт рассчитана на работу свежим паром при давлении 90 ата. и температуре 535°С.
Турбина представляет собой двухцилиндровый агрегат и имеет восемь нерегулируемых отборов. Проточная часть турбины имеет 22 ступени; первые 19 дисков ротора откованы заодно с валом последние 3 диска – насадные.
Длина рабочей лопатки последней ступени 665 мм. диафрагмы первых 14 ступеней - стальные остальные - чугунные.
Экономия тепла за летний период [32]:
DQл = DQ × r = 1209 × 8 × 155 = 12512 Гкал
где DQ – расход тепла в зависимости от электрической мощности.
Осенне-весенний период [32]:
DQов = DQ × r = 1202 × 75 × 120 = 10818 ГКал.
DQз = DQ × r = 11.46 × 7 × 90 = 7220 ГКал.
DQр = DQл + DQов + DQз = 12512 + 10818 + 7220 = 30550 ГКал.
Провал нагрузки до 30 мВт продолжительность 8 часов в сутки – 155 дней.
Провал нагрузки до 100 мВт продолжительность 75 часов в сутки – 120 дней.
Провал нагрузки до 120 мВт продолжительность 7 часов в сутки - 50 дней.
Годовая экономия тепла [32].
Капитализация модернизации [32]
Экономия в денежном выражении [32].
Э = 5178 × 1200 = 6.213.600 тенге
В расчетах принято: стоимость угля 7200 тенге за тонну натурального топлива [32].
Годовой экономический эффект составил [32]:
Ээф = Э - К × 012 = 6.213.600 – (6.750.000 × 012) = 5.403.600 тенге.
Срок окупаемости модернизации
С= K Ээф = 125 года (1 год 3 месяца)
Коэффициент экономической эффективности от модернизации
Показатели экономической эффективности тепловой схемы КарГРЭС - 2
Показатель работы станции единица измерения
Капитализация проекта тг
Годовой экономический эффект тггод
Прибыль от реконструкции тг
Срок окупаемости реконструкции год
Коэффициент экономической эффективности
Анализ условий труда в турбинном цехе КарГРЭС - 2
1 Общие требования к технике безопасности в турбинном цехе ГРЭС
Маслобак подшипника турбины система маслопроводов кабельные галереи и каналы водородные рампы – пожароопасные места в турбинном цехе. Не допускать утечек масла из вышеперечисленной установки и соблюдать особую осторожность при работе с открытым огнем вблизи этих узлов. При производстве огневых работ в указанных местах сварщик должен иметь письменное разрешение на производство огневых работ – наряд с указанием противопожарных мер.
Опасными в пожарном отношении являются также поверхности паропроводов и трубопроводов горячей воды.
При прохождении маслопровода над паропроводом вокруг изоляции последнего должны быть выполнены металлические кожухи для предотвращения попадания масла на паропровод. Электрические кабели проходящие вблизи нагретых поверхностей должны быть закрыты металлическими кожухами.
Ящики для ветоши должны быть металлическими разделенными на два отсека с плотно закрывающимися крышками. Один отсек – для грязной ветоши другой – для чистой. Промасленная ветошь после уборки складывается в ящик. Оставлять на рабочем месте разбросанную ветошь не допускается.
После смены ветошь должна из ящиков убираться в отведенные для этой цели места на территории станции.
Генераторы работающие на водородном охлаждении опасны в пожарном отношении. Водород в определенной концентрации образует с воздухом взрывоопасную смесь.
Не разрешается работать с открытым огнем а также производить работы при которых возможны возникновения искр без специального на то разрешения и без предварительной проверки воздуха на отсутствие в нем водорода.
Курение в цехе запрещается для курения в цехе должно быть отведено специальное место.
При установке лесов должны учитываться горячие близрасположенные поверхности. Не разрешается укладывать настил лесов на трубопроводы и горячие поверхности.
Не допускается захламление траншей и каналов отходами лесов и промасленной ветошью.
Электродвигатели электропроводка и пакетники освещения кабели – пожароопасные. При возникновении пожара на электрооборудовании тушить пожар разрешается только углекислотными огнетушителями ОУ-2 ОУ-5 ОУ-Не разрешается тушить пожар на электрооборудовании находящимся под напряжением - пенными огнетушителями. Пожарный трубопровод с кранами проложенный и закольцованный по периметру цеха. По ряду А и В имеются секционные задвижки на случай отключения участка в ремонт.
Вода в пожарный трубопровод главного корпуса подается от насосной второго подъема по двум вводам один со стороны ряда А в районе оси 15 второй – со стороны постоянного торца в районе оси 1.
На трубопроводах к пожарным кранам находящимся на отметке 8м. и 16м. имеются задвижки для предотвращения размораживания в зимнее время.
Установка пенопожаротушения смонтирована на временном торце турбинного цеха. Разводка к пожарным кранам с прилагаемыми к ним шлангами 70 мм и раструбами смонтированы вдоль ряда А и В в пределах машинного зала. При отсутствии пены можно работать в режиме пожаротушения водой. Источник питания водой – цирк водовода.
2 Расчет освещения теплового щита № 1 точечным методом
Рисунок 16 – Схема теплового щита
) Определяем освещённость от источника освещения на первой поверхности:
Находим расстояние от проекции оси светильника на плоскость до заданной точки:
Определяем тангенс угла образованного вертикалью и лучом света падающим в заданную точку:
е1 – освещённость поверхности от первого источника света;
- сила света в направлении от источника;
- расстояние от источника света до рабочей поверхности;
- косинус угла между нормалью к рабочей поверхности и направлением силы света к расчетной точке.
) Определяем освещённость от источника света на вторую поверхность:
) определяем освещённость от источника света на 3 поверхность:
К3=14 коэф. запаса помещения с особой частотой воздуха;
еi сумма всех значений е 123 n
Наименьший размер объекта (буквы риски и т.п.) от 0.5 до 1мм.
Разряд зрительной работы IV группы малый светлый Ен = 200.
На основании сравнения Eт Ен делаем вывод что лампы типа ПВЛМ с одной лампой ЛБР номинальной мощностью 40 Вт и световым потоком 3120ЛК вполне удовлетворяют нашим требованиям.
3 Расчет кондиционирования
Количество тепла Qогр определяется по формуле
Qогр = Vном Х0 (tн расч – tв расч) Вт (38)
где Vном – объем помещения (м3)
Х0 = удельное тепловая характеристик (Вт м3)
Qогр = 360 042 4 = 6048 Вт
Теплопоступления от людей.
t = внешней среды 22 С
Qло = 132 8 = 1056 Вт
Количество влаги и двуокиси выделяемых человеком.
Влага 43 гч - 43 8 = 301 гч
Двуокись углерода 48 гч:
Результаты расчетов выделения вредностей людьми на ТЦУ-1.
Период теплый t = 22 С
Тепловой баланс на щите:
Q = 1277 3600 = 45972 кДж.
Q = 6048 + 672 = 1277 Вт
Теплопоступления от осветительных приборов оргтехники и оборудования
Теплопоступления от ламп по формуле:
Qосв = ВNосвВт = 055 80 = 44 Вт
где В – коэффициент перехода электроэнергии в тепловую.
Nус – установленная мощность ламп люминесцентных ламп
Расчет влаго-выделения в помещении.
W (кгч) = 0155 кгч на 1-го человека.
Общее количество влаги поступающей от людей.
Wл = d n (кгч) = 0155 8 = 124 кгч
Тепло-влажностный баланс помещения.
где - суммарное количество влаги.
Количество воздуха необходимое для подачи в помещение.
Расчет воздухообмена.
Направление процесса ассимиляции тепла и влаги в помещении.
Выбираем кондиционер с изменяющейся подачей воздуха настенный с мощностью 15 кВт. Тип кондиционера СР-20 производительность 1891 Вт.
Управление работой настенного кондиционера производиться с дистанционного пульта который позволяет задать режим работы выбрать режим работы кондиционера вентиляции сушку обогрев задать требуемую температуру. Автоматически регулировать положение шторок изменяя таким образом направление воздушного потока.
4 Безопасность проекта
4.1 Выбор территории цеха. Санитарно-защитная зона
При планировке предприятия учитывают производственные транспортные экономические и другие требования. Следует иметь в виду создание благоприятной гигиенической обстановки и устранение опасностей для всех категорий работающих на предприятии. Никакой проект планировки не может быть принят без выполнения этих условий. Ввод в эксплуатацию предприятий не отвечающих требованиям охраны труда запрещен.
Площадка КарГРЭС-2 удовлетворяет санитарным требованиям в отношении прямого солнечного облучения естественного проветривания имеет относительно ровную поверхность и уклон обеспечивающий отвод поверхностных и сточных вод. Место расположения площадки обеспечивает возможность соблюдения санитарных норм по предельным концентрациям вредных выбросов в атмосферу водоемы и наиболее целесообразное расселение трудящихся и доставку их до места работы.
КарГРЭС-2 её цехи и отдельно стоящие производственные сооружения по отношению к городу расположены с подветренной стороны к ветрам преобладающего направления (преобладающее направление принимают по средней розе ветров теплого периода на основе многолетних наблюдений).
Цехи с вредными выделениями расположены с подветренной стороны по отношению к другим цехам. Места для отвалов и отходов выделяющих в атмосферу дым газы копоть запахи расположены с подветренной стороны по отношению к площадке предприятия.
Между предприятием и жилым районом создается санитарно-защитная зона ширина которой зависит от количества вредностей выбрасываемых предприятием в воздушный бассейн. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий устанавливают следующую ширину санитарно-защитной зоны в зависимости от класса предприятия: класс предприятия: I; V ширина санитарно-защитной зоны м: 1000 500 300 100 50.
Так ширина санитарно-защитной зоны между КарГРЭС-2 и жилым районом составляет более 1000 м таких способов перемещения грузов которые наилучшим образом отвечают требованиям данного производства.
4.2 Основное производственное здание: кубатура и площадь(на одного работающего в смену) проходы проезды нормы производственного микроклимата отопление вентиляция освещение
Каждое производственное здание КарГРЭС-2 надежно в эксплуатации долговечно и удовлетворяет противопожарным требованиям. Объем производственного помещения на каждого работающего по санитарным нормам согласно СНиП РК1.03-06-2002 не менее 15 м³ а площадь — не менее 45 м².
Высота производственных помещений — не менее 32 м; для помещений с избытками явного тепла выделениями газов или влаги высота устанавливается с учетом технологического процесса и необходимости удаления избытков выделений из рабочей зоны. Высота галерей и эстакад — не менее 2 м при регулярном проходе работающих и не менее 19 м при нерегулярном проходе их; ширина — не менее 15 м с увеличением на 06 м на каждые 200 человек сверх 400. При размещении оборудования учитываются требования безопасности в отношении размещения рабочих мест проходов и габаритов.
Все площадки на высоте более 06 м от пола лестницы переходные мостики проемы люки канавы и т.п. ограждаются перилами высотой 1м со сплошной обшивкой понизу на высоту 014 м. Лестницы имеют уклон не более 45°.
Поверхность полов производственных помещений удобна для очистки горизонтальная и ровная без порогов и выступов нескользкая и прочная (на удар и истирание). В ряде случаев выполняются и другие требования: диэлектричности безыскровости беспыльности бесшовности теплоусвоения повышенной химической стойкости и др. При необходимости пол должен быть маслостойким с уклоном для удаления стоков. Чугунные или стальные плиты для полов применяются как исключение на участках с большими тепловыми или динамическими воздействиями. На рабочих местах при легкой работе и работе не требующей постоянного передвижения полы устроены теплыми (с коэффициентом теплоусвоения не более 25 кДж(м2 .ч.0С).
Площадь остекленных проемов составляет от 20 до 80% площади наружных стен по различным цехам КарГРЭС-2. В оконных проемах устраивают створки вращающиеся вокруг горизонтальной оси (верхне- средне- и нижнеподвесные). Для ухода за остекленными поверхностями обеспечен свободный доступ к переплетам на разных уровнях: внутри здания устанавливаются специальные мостики или другие приспособления снаружи — передвижные телескопические вышки подвесные люльки. В световых проемах ограждающих конструкций зданий предусматриваются приспособления и устройства устраняющие на рабочих местах слепящее воздействие при инсоляции (солнцезащитные козырьки жалюзи шторы).
Отопление зданий имеет значение не только для создания нужной температуры в помещениях но и для сохранности зданий так как плохо отапливаемые здания подвержены сырости вызывающей их разрушение. Система отопления должна компенсировать потери тепла через строительные ограждения расход его на нагрев поступающих в здание воздуха материалов оборудования и транспорта; создавать заданную равномерную температуру в рабочей зоне и не являться источником вредностей. Расчет тепловой мощности систем отопления выполняют с учетом выделений тепла от технологического оборудования нагретых материалов и изделий приборов искусственного освещения и других источников выделения тепла. Системы отопления вид и параметры теплоносителя типы нагревательных приборов принимают в соответствии с назначением помещений согласно СНиП 2-33-81. В зависимости от используемого теплоносителя отопление различают: водяное паровое газовое электрическое. На КарГРЭС-2 применено водяное отопление.
Вентиляция является эффективным средством обеспечения нужных гигиенических качеств воздуха соответствующих требованиям Санитарных норм проектирования промышленных предприятий (СН245-71).Вентиляция достигается перемещением воздуха: загрязненного - из помещения и свежего - в помещение. По применяемому способу перемещения воздуха различают естественную и механическую (искусственную) вентиляцию. При смешанной вентиляции сочетается естественная и механическая вентиляция в разных вариантах. Естественная вентиляция осуществляется благодаря разнице температур воздуха в помещении и вне его (тепловой напор) и воздействию ветра (ветровой напор). Механическая вентиляция осуществляет обмен воздуха с помощью специальных механизмов и приспособлений. По назначению вентиляция бывает; приточной вытяжной и приточно-вытяжной а по месту действия - общей и местной. Общая или общеобменная вентиляция предназначена для обмена воздуха во всем помещении. Приточный воздух перемешивается с воздухом помещения и в результате происходящего при этом тепло- и массообмена в помещении устанавливаются заданные параметры воздуха. Для вентиляции подается незагрязненный воздух. В необходимых случаях он подвергается нагреву или охлаждению увлажнению или сушке очистке от пыли. Приточная вентиляция предназначена для подачи воздуха вытяжная - для его удаления. Общая естественная вентиляция осуществляется путем проветривания инфильтрации и аэрации (естественного управляемого воздухообмена). Для аэрации устраиваются проемы в стенах здания и фонари на кровле. Для проветривания производственных помещений предусматриваются открывающиеся створки переплетов и другие открывающиеся устройства в окнах площадью не менее 20% общей площади световых проемов.
Для создания благоприятных условий труда важное значение имеет рациональное освещение. Неудовлетворительное освещение затрудняет проведение работ ведет к снижению производительности труда и работоспособности глаз и может явиться причиной несчастных случаев и заболеваний их. Освещенность в помещении должна быть такой чтобы работающий длительное время мог вести наблюдение за всеми операциями без напряжения и утомления зрения и при этом сохранялась нормальная работоспособность глаз.
Согласно СНиП РК 2.04-05-2002 для каждого вида зрительной работы может быть определен наиболее благоприятный световой режим — световой комфорт характеризуемый интенсивностью и качеством освещения. На КарГРЭС-2 применено комбинированное освещение - сочетание естественного и искусственного освещения.
4.3 Основное производственное оборудование грузоподъемные и транспортные устройства: опасные зоны методы защиты уровень автомотизации и механизации ограждения
При конструировании оборудования и разработке технологических процессов обязательно учитывают технические условия безопасности. Методов обеспечения безопасности оборудования и технологических процессов много и круг их постоянно расширяется. Они могут быть подразделены на общие и частные методы. К общим методам относятся механизация и автоматизация процессов дистанционное управление и наблюдение блокировка и сигнализация надёжность и прочность сооружений. Назначение частных методов - защита только от какой-либо определённой опасности.
Внедрение автоматизации создает условия для коренного улучшения условий труда и безопасности работ дает возможность резко сократить затраты общественного труда и тем самым увеличить производительность его. Необходимо оптимальное согласование физиологических и психологических способностей оператора с производственным процессом. Неправильное решение системы автоматизации может привести к физической перегрузке оператора острой эмоциональной напряженности вызываемой большим количеством поступающей информации. В результате работа автоматизированной системы становится малонадежной. В случае физической или информационной недогрузки оператора происходит неполное использование его труда а также возможностей автоматической системы.
Зона внутри машины в которой движутся механизмы является опасной так как при попадании в нее или соприкосновении с какой-либо движущейся деталью может произойти повреждение тела. Опасная зона может возникнуть и вне машины вследствие наличия на вращающихся частях оборудования выступающих элементов (гайки болты шпонки) отлетания во время обработки осколков обрабатываемых материалов (например стружки) или деталей машин из-за плохого их закрепления или поломки. Кроме того определенное пространство возле машины является опасной зоной (например прокатное поле у станов). Опасность представляют все движущиеся части машины: совершающие возвратно-поступательное движение рычаги движущиеся ремни зацепления зубчаток режущие части машины.
Надежное ограждение не только обеспечивает безопасность оператора но и позволяет увеличить скорость выполнения отдельных операций повысить производительность труда. Ограждение должно быть достаточно долговечным прочным стойким по отношению к механическим воздействиям (износу удару) коррозионно- и огнестойким не затруднять выполнение рабочих операций. Ограждение ни в коем случае не должно иметь защемляющих щелей режущих кромок острых углов. Обязательным требованием к конструкции ограждения (как и всякого защитного устройства) является трудность его удаления самим работающим.
Предохранительные устройства автоматически выключают машину или ее механизмы в случае отклонения от нормальных условий работы (при перегрузке нарушениях режима управления нарушениях в линиях питания выходе из строя отдельных частей).
Для защиты от отлетающих частиц обрабатываемого материала осколков сломавшихся деталей или инструмента устанавливаются щитки (например на металлообрабатывающих станках) кожухи (например на абразивных станках).
4.4 Источники электрического тока электомагнитных полей статического электричества. Принятые меры защиты
Широкое использование электрического тока для самых разнообразных целей придает вопросам безопасности его использования важное значение так как воздействие электрического тока на организм может вызвать опасные последствия. Причинами поражения электрическим током являются воздействие электрического тока через дугу; соприкосновение с открытыми токоведущими частями и проводами (случайное не вызванное производственной необходимостью или вследствие ошибочной подачи напряжения во время ремонтов и осмотров); прикосновение к токоведущим частям изоляция которых повреждена; касание токоведущих частей через предметы с низким сопротивлением изоляции; прикосновение к металлическим частям оборудования случайно оказавшимся под напряжением (в результате отсутствия или повреждения защитных устройств); соприкосновение со строительными деталями конструкций случайно оказавшимися под напряжением; воздействие шаговых напряжений.
Опасность электрических поражений создает разнообразное оборудование: электрический привод (включая пускорегулирующую аппаратуру) электрооборудование подъемно-транспортных устройств электрифицированный внутризаводский транспорт сварочные аппараты высокочастотные и осветительные установки электрический ручной инструмент. На уровень электротравматизма оказывают влияние недостатки в конструкции и монтаже оборудования недочеты в эксплуатации неудовлетворительная организация рабочих мест недостаточный инструктаж и т. д.
Электрический удар-повреждение организма при возникновении электрической цепи через тело человека. Это - биофизическое явление вызванное наличием электрических полей больших градиентов неприсущих организму (организму присущи электрические поля малых градиентов создаваемые биотоками).
Тело человека в электрической цепи представляет собой сочетание активного и емкостного сопротивлений величина которых зависит от многих условий. Сопротивление внутренних органов составляет 800 -1000 Ом; оно не зависит от приложенного напряжения и изменяется с изменением температуры тела. Сопротивление сухой неповрежденной кожи может быть 80000 Ом и больше. Однако сопротивление кожи — величина непостоянная; она зависит от толщины эпидермиса и обратно пропорциональна площади контакта значительно уменьшается при увлажнении и загрязнении кожи а также при наличии повреждений кожи решающее значение имеет внутреннее сопротивление.
Опасным для организма является ток при котором невозможно самостоятельно оторваться от проводников так как очень быстро происходит пробой кожи и величина тока проходящего через организм быстро возрастает. Переменный ток более 25—30 мА представляет серьезную опасность; ток более 50 мА вызывает поражения даже смертельные; ток 100 мА смертелен. Следует считать опасным и неотпускающий ток 20— 25 мА при котором трудно самостоятельно оторваться от проводника. Неопасен ток в 100 мкА.
Существенное значение для исхода воздействия имеет путь тока («петля тока» поражения). Чем длиннее путь тока чем он ближе к жизненно важным органам тем тяжелее исход поражения. Наиболее вероятные пути протекания тока: рука— рука рука — нога нога — нога. В организме есть рефлексогенные зоны особенно чувствительные к этим воздействиям (например корень легкого запястье руки). Любой даже самый короткий путь тока опасен для организма.
Защитные устройства предназначены для защиты от перегрузки прикосновения к токоведущим частям электротехнического оборудования прикосновения к нетоковедущим металлическим частям производственного оборудования случайно оказавшимся под напряжением. Защита от перегрузки. Токи коротких замыканий могут достигать десятков и даже сотни тысяч ампер. Такой значительный ток обладает электродинамическим и тепловым действием недостаточно механически прочное электрическое оборудование может разрушиться; перегрев токоведущих частей электрические искры и дуги могут воспламенить изоляцию и окружающую среду. Для предотвращения короткого замыкания необходимы правильный выбор качественный монтаж и правильная эксплуатация сетей машин и аппаратов; безупречное соблюдение правил эксплуатации осмотров ремонтов и испытаний электрических установок. Для выключения сети при коротком замыкании используют быстродействующие релейную защиту выключатели установочные автоматы и плавкие предохранители. Защита от прикосновения. При прикосновении к проводнику воздействующее на тело человека напряжение может иметь различную величину в зависимости от состояния сети и величин сопротивлений цепи замыкания. Чем меньше сопротивление изоляции и больше емкость сети по отношению к земле тем прикосновение более опасно. Защита от прикосновения к токоведущим частям электрических установок достигается изоляцией ограждением недоступным расположением токоведущих частей использованием дистанционного управления блокировки и предупредительной сигнализации.
Защита при прикосновении к металлическим частям оборудования оказавшимся под напряжением. При случайном электрическом соединении находящихся под напряжением частей электрической установки с конструктивными металлическими частями ее не изолированными от земли или с землей непосредственно возникает замыкание на землю. В месте замыкания проходит ток замыкания на землю величина которого зависит от системы сети ее мощности протяженности места замыкания сопротивления цепи замыкания. Прикосновение к поврежденному оборудованию опасно для организма. Для защиты работающего в случае прикосновения к металлическим частям электрической установки случайно оказавшимся под напряжением применяют защитное заземление — преднамеренное электрическое соединение с землёй металлических частей оборудования не находящихся при обычных условиях эксплуатации под напряжением но которые могут оказаться под напряжением из-за нарушения изоляции электрической установки. Для соединения с землёй используется заземляющее устройство. Согласно ПУЭ-87 наибольшие допустимые значения сопротивления заземляющих устройств для установок напряжением до 1000 В - 4 Ом — во всех случаях.
4.5 Источники шума ультразвука вибрации методы защиты
С физической точки зрения звук представляет собой волнообразно распространяющееся колебательное движение частиц упругой среды. С физиологической точки зрения звук — это специфическое ощущение вызываемое действием звуковой энергии на слуховые органы. Источником звуковых волн может быть любой процесс вызывающий местное изменение давления или механические напряжения в среде. Слуховой аппарат человеческого организма воспринимает как слышимый звук колебания с частотой 16 Гц -20 кГц; ухо наиболее чувствительно к колебаниям в области средних частот — от 1000 до 4000 Гц. Звуки частот лежащих ниже 16 Гц называются инфразвуками а выше 20 кГц — ультразвуками. Инфразвуки и ультразвуки также могут оказывать воздействие на организм но оно не сопровождается слуховым ощущением. Уровень интенсивности (силы) звука измеряется в белах — логарифмической единице измерения отношения энергий. Децибел есть уровень звукового давления 20 lg отношения которого к условному нулевому порогу давления равны единице. Максимальный воспринимаемый ухом уровень звукового давления 130 дБ. При дальнейшем возрастании звукового давления возникает болевое ощущение. Значение болевого порога также зависит от частоты.
Любой нежелательный звук является мешающим шумом; он может вызывать отрицательную реакцию и чувство раздражения. Шум вызывает изменения в нервной системе; оказывает влияние на психику человека сердечнососудистую систему пищеварение ухудшает сон. Работа в условиях сильного шума может вызвать головную боль головокружение ослабление внимания. Длительное воздействие чрезмерного шума приводит к стойким поражениям и нарушению функций слуховых органов. Шум является причиной быстрого развития утомления и снижения работоспособности. Шум может явиться косвенной причиной несчастного случая (если например он маскирует предупредительные сигналы).
Источниками вибрации на КарГРЭС-2 являются: турбины насосы. Наиболее действенным средством защиты человека от вибрации является устранение непосредственно его контакта с вибрирующим оборудованием. Осуществляется это путем применения дистанционного управления автоматизации и замены технологических операций. Вибрация приводит тело или его части в колебательное движение с периодически противоположно направленными смещениями относительно положения равновесия сопровождающееся затратой на эти перемещения механической энергии получаемой от источника колебаний в зоне контакта тела с вибрирующей поверхностью. Количество получаемой телом энергии зависит от площади контакта и интенсивности вибрации. Ощущение вибрации возникает при соприкосновении части тела с предметами колеблющимися под воздействием какой-либо силы в вертикальном или горизонтальном направлении. При этом вибрация вызывает волнообразное движение с попеременным сдавливанием и растяжением тканей этой части тела. Воздействие вибраций вызывает спазмы сосудов которые развиваются с концевых фаланг пальцев распространяются на всю кисть предплечье охватывают сосуды сердца; они усиливаются при одновременном механическом электрическом и других раздражениях. Вибрации влияют на нервную систему.
Ослабления вибраций достигают конструктивными и технологическими мерами: уравновешиванием балансировкой вращающихся частей для обеспечения плавности работы машины; устранением дефектов и разболтанности отдельных частей (например устранением асимметрии магнитной системы электромашины); встречным спариванием (идея которого - уничтожение вертикальных и сложение горизонтальных составляющих центробежной силы; это возможно осуществить установив например две машины на валу так чтобы движение их расходилось по фазе на 180°); использованием динамических гасителей (динамический гаситель вибраций представляет собой механическую колебательную систему с резонансной частотой совпадающей с частотой вибраций которые нужно ослабить; при жестком креплении упругого элемента гасителя к вибрирующей части конструкции в нем возбуждаются колебания находящиеся в противофазе с колебаниями конструкции).
Согласно ГОСТ 12.1.029-80 (СТСЭВ 1928-79) применяют различные методы защиты от шума. Для отдыха отводят место изолированное от шума. Звукоизоляция — ослабление звука проникающего из помещения наружу или в помещение извне. Для повышения изолирующей способности ограждающих конструкций увеличивают массу ограждения разобщают конструкции сплошным воздушным промежутком на отдельные части и ослабляют жесткие связи между элементами заполняют воздушный промежуток звукопоглощающим материалом обшивают ограждение гибкими облицовками повышают воздухонепроницаемость преграды. В звукоизолирующих ограждениях не должно быть щелей. Для ослабления шума в источнике заменяют ударные действия безударными возвратно-поступательные движения механизмов — вращательными подшипники качения— подшипниками скольжения; уменьшают массу и величину поверхности соударяющихся частей; повышают чистоту обработки поверхностей и точность их изготовления; применяют косозубые или шевронные шестерни (вместо прямозубых) клиноременные или зубчато-ременные передачи.
Уменьшение шума от соударения металлических частей машин достигают заменой металлических деталей неметаллическими; с этой целью используют искусственную техническую кожу пластические массы и другие незвучные материалы (с большим внутренним трением). Соответствующий эффект может быть достигнут применением малошумного металла.
4.6 Ионизирующие излучения их источники методы защиты
Ионизирующие источники излучения на КарГРЭС-2 отсутсвуют.
4.7 Санитарно-бытовые помещения их состав и площадь питьевой режим категория и состав медицинской части
К числу бытовых относятся помещения для удовлетворения санитарных
и бытовых нужд трудящихся во время пребывания их на работе: помещения для приёма пищи гардеробные душевые уборные умывальные курительные прачечные обогревания работающих и питьевого водоснабжения. Бытовые помещения которыми работающие пользуются в нерабочее время (гардеробные умывальные душевые помещения личной гигиены женщин здравпункты пункты питания) размещены вне основных цехов КарГРЭС-2. Расчет площадей санитарно-бытовых помещений произведён на наибольшее число работающих в смене кроме гардеробных для хранения одежды которые рассчитывают на весь персонал.
При числе работающих более 250 человек в смену на КарГРЭС-2 предусмотрена столовая. Пункт питания рассчитан исходя из одного посадочного места на четыре человека.
Планировка бытовых помещений исключает встречные потоки работающих. Вспомогательные отделения цехов расположенные на некотором расстоянии от главного здания имеют свои бытовые помещения состоящие из раздевальной душевой комнаты для приема пищи и теплой уборной. Для раздачи питьевой воды устанавливают деспенсор закрытые баки с фонтанирующими насадками. Температура воды при раздаче 8—20° С. Питьевая вода может быть сырой если она безопасна для употребления или остуженной кипяченой. В основных цехах рабочих снабжают также газированной подсоленной водой (05% соли) из расчета 4—5 дм³ на одного человека в смену. Расстояние от рабочих мест до питьевых установок — не более 75 м.
Лечебно-профилактическое обслуживание рабочих на КарГРЭС-2 осуществляет медико-санитарная часть. Основными задачами ее являются разработка и проведение мероприятий по оздоровлению условий труда и быта предупреждению и снижению общей и профессиональной заболеваемости и травматизма организация и обеспечение квалифицированного лечения. Профилактическая работа медицинского персонала заключается прежде всего в систематическом наблюдении за работающими проведении обязательных и периодических медицинских осмотров их. На основании данных таких осмотров намечаются санитарно-гигиенические и лечебно-профилактические мероприятия (систематическое диспансерное наблюдение направление на отдых). Важными в профилактической работе являются контроль за чистотой и санитарной культурой проведение противоэпидемических мероприятий и санитарное просвещение. В ряде случаев врачей привлекают к расследованию происшедших несчастных случаев. Категория медицинского учреждения зависит от числа работающих. Так на КарГРЭС-2 при общем числе персонала в 700 человек предусмотрен здравпункт четвёртой категории с одним фельдшером. Медицинская часть – медпункт - ежесуточно представляет руководителю организации и профсоюзному комитету сведения о происшедших несчастных случаях вызвавших потерю трудоспособности менее чем на один рабочий день и о случаях в результате которых пострадавшие переведены на другую работу. Здравпункт ведёт обязательный учет профессиональных отравлений и заболеваний. По требованию администрации предприятия здравпункт ведёт сигнализационную статистику.
4.8 Источники пожара и взрыва категория пожароопасности зданий и помещений степень огнестойкости здания защита от пожаров и взрывов системы пожаротушения молниезащита гражданская оборона
Здания энергетического хозяйства КарГРЭС-2 выполнены из силикатного кирпича и сборных элементов железобетона. Каркас главного корпуса — металлический стеновое заполнение - сборные керамзитобетонные панели.
Все вспомогательные сооружения приняты в основном в сборном железобетонном каркасе со стеновым заполнением из газобетонных панелей.
К основным причинам пожаров на КарГРЭС-2 можно отнести: нарушение правил хранения горючих веществ; нарушение правил эксплуатации электрооборудования в неисправном состоянии; применение неисправных осветительных приборов электропроводки и устройств дающих искрение замыкание; нарушение правил проведения сварочных и огневых работ в местах хранения и нахождения горючих веществ и материалов; нарушение технологических режимов работы оборудования вызывающих выброс пара пыли газов и жидкостей в помещении через открытые люки неисправную арматуру; нарушение работы мельничных агрегатов для получения пылевидного топлива; отсутствие молниеотводов неправильное расположение технических средств защиты от статического электричества и атмосферных разрядов а также многие другие факторы. Источниками пожара являются открытый огонь искры повышенная температура воздуха и предметов токсичные продукты горения дым пониженная концентрация кислорода обрушение и повреждение зданий сооружений установок а также взрыв твердые горючие вещества находящиеся в пылевидном состоянии (уголь сера). Установки для вентиляции и кондиционирования воздуха не должны способствовать распространению пожара. Для удаления дымовых газов в случае пожара должны быть установлены вытяжные трубы или самооткрывающиеся дымовые люки.
Анализ причин пожаров на КарГРЭС-2 показал что чаще всего они возникали из-за неисправности и неправильной эксплуатации электротехнических установок и устройств.
На основании Строительных норм и правил Ц-2-80 «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений» и в зависимости от характеристик обращающихся в производстве веществ а также их количества котельный цех отнесен к категории Б со степенью огнестойкости I и II турбинный цех категория В со степенью II.
Общие требования пожарной безопасности к помещениям где расположено теплосиловое оборудование изложены в «Технических требованиях по взрывоопасности котельных установок работающих на мазуте и природном газе» и «Правилах взрывопожаробезопасности топливоподач электростанции». При устройстве и эксплуатации топливоприготовительных и котельных установок КарГРЭС-2 необходимо строго соблюдать правила охраны труда. Угольная пыль склонна к самовозгоранию особенно при размоле транспортировании в бункеpax пылеприготовительных установках. Особую опасность представляет пыль с содержанием частиц каменных углей менее 012 мм. Все пылепроводы и бункера должны быть выполнены герметичными и для ликвидации возможного пожара должны иметь подвод пара с автоматическим пускателем при появлении огня и дыма. В помещениях пылеприготовления применять открытый огонь и проводить сварочные работы запрещается. Электрооборудование и светильники должны быть выполнены в пыленепроницаемом исполнении.
Система пожаротушения является: пожарная сигнализация песок асбестовое полотно гидрант-пистолет пожарный рукав пожарный щит огнетушители марки ОУ-5 и ОП -5.
5 Исходные экологические показатели проекта
5.1 Источники тепловых выделений и загрязнений воздуха воды производственных помещений. Методы защиты
Тепловые электростанции вследствие специфики своей работы оказывают существенное влияние на экологию. Через дымовые трубы электростанций в атмосферу поступают: летучая зола и частицы недогоревшего топлива сернистый и серный ангидрид окислы азота и газообразные продукты неполного сгорания а при сжигании мазута кроме того соединения ванадия соли натрия коксик и частицы сажи удаляемые с поверхностей нагрева при их обдувке. В золе некоторых видов топлива содержится также мышьяк свободная двуокись кремния свободная окись кальция и прочие элементы.
Примеси заключающиеся в дымовых газах загрязняя атмосферный воздух оказывают при определенных концентрациях весьма вредное влияние на человеческий организм и растительный мир а также увеличивает износ механизмов интенсифицирует процессы коррозии металлов разрушающе действуют на строительные конструкции зданий и сооружений. Кроме этого отрицательное влияние на экологию оказывает растущий с каждым годом размер золоотвалов являющийся одной из основных причин повышения содержания продуктов горения в атмосфере. Не лучшим образом энергетика отражается на состоянии водоемов и рек. ( СниП 41-01-2003.)
С целью снижения негативного воздействия деятельности энергопредприятий на состояние экологии в настоящее время применяются следующие методы:
)организационные мероприятия: мониторинг за протеканием технологического процесса производств; комплексный анализ показателей на предмет выявления предельно допустимых концентраций разработка методик их снижения; своевременный ремонт и очистка существующих очистных сооружений; оптимизация производственного процесса и многие другие;
)технические методы: использование современного надежного и высокопроизводительного очистного оборудования; совершенствование технологии; определение оптимальных режимов горения топлива.
Сжигание топлива с большим содержанием золы обострило проблему очистки от неё продуктов сгорания. В соответствии с нормами технологического проектирования степень улавливания золы должна быть не менее 98-995%.
Аварийной ситуацией является всякое изменение в нормальной работе оборудования которое создаёт угрозу бесперебойной работе по заданному графику котла турбины энергоблока электростанции в целом или (и) сохранности оборудования и (или) создаёт опасность для обслуживающего персонала.
Каждый работник электростанции во время смены является лицом ответственным за правильное обслуживание и безаварийную работу всего оборудования на порученном ему участке.
Важным условием безаварийной работы оборудования является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок дисциплинированное и сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего оперативного персонала недопускание суеты растерянности вмешательства в работу посторонних лиц и нарушение единоначалия в смене.
При возникновении аварийной ситуации перед оперативным персоналом стоят следующие задачи:
Как можно быстрее локализовать и ликвидировать аварию устранив причину аварии и опасность для людей и оборудования.
Сохранить оборудование в работе в случае необходимости принять меры к увеличению нагрузки на электростанции если вследствие аварии нагрузка уменьшилась.
При ликвидации аварии в электрической части электростанции в первую очередь должны быть приняты меры по обеспечению питания механизмов собственных нужд и систем управления.
Все переключения в аварийных условиях производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями при обязательном применении всех защитных средств.
Оперативный персонал должен контролировать работу автоматики убедившись в её не правильном действии перейти на ручное управление. В работу защит оперативному персоналу вмешиваться запрещается. Лишь при отказе действия защиты персонал должен выполнять её функции.
Распоряжения отдаваемые оперативному персоналу должны быть краткими и понятными. Отдающий распоряжение и принимающий должен чётко представлять порядок производства всех намеченных операций и допустимость их выполнения по состоянию схемы и режима оборудования. Полученная команда должна быть продублирована исполняющим её лицом. Исполнению подлежат только те распоряжения которые получены от непосредственного руководителя лично известного лицу получающему распоряжение.
Немедленно после ликвидации неполадок или аварий оперативный персонал должен записать в оперативный журнал или суточную ведомость все обстоятельства с указанием времени возникновения аварии или нарушения режима и времени проведения основных мероприятий.
Ликвидация аварии осуществляется оперативным персоналом находящимся на смене под непосредственным руководством начальника смены станции. Ликвидацией аварии в цехе руководит начальник смены цеха.
Дежурный персонал всех ступеней при возникновении аварийной ситуации и ликвидации аварии обязан: составить общее представление о том что случилось по показаниям приборов сигнализации и по внешним признакам. Устранить опасность для персонала и оборудования вплоть до отключения последнего если в этом появится необходимость. Не вмешиваться в работу автоматических устройств если это не предусмотрено инструкцией. Обеспечить нормальную работу основного и вспомогательного оборудования оставшегося в работе. Выяснить место характер и объём повреждений и отключить повреждённое оборудование.
Отключившееся во время аварии оборудование следует ввести в работу немедленно после выяснения и устранения его неисправности по распоряжению вышестоящего оперативного персонала.
В аварийной ситуации оперативный персонал обеспечивается первоочередной связью в случае необходимости по его требованию обрываются остальные переговоры. Лицам не из числа оперативного персонала использовать оперативную связь запрещается.
Начальники смен и старшие машинисты тепловых цехов во время ликвидации аварии должны находиться как правило на своих рабочих местах принимать все меры направленные на поддержание нормальной работы оборудования не допуская развития аварии.
Во время ликвидации аварии дежурный персонал должен находиться на своих рабочих местах. Оставлять рабочее место можно только в случаях:
При явной угрозе для жизни. Для оказания первой медицинской помощи пострадавшему при несчастном случае. Для принятия мер по сохранению целостности оборудования. По распоряжению лица руководящего ликвидацией аварии.
Персонал станции на оборудовании которого режим не был нарушен обязан усилить контроль за работой оборудования внимательно следить за распоряжениями руководителя ликвидации аварии и быть готовым к действиям при распространении аварии на его участок.
Персонал не имеющий постоянного рабочего места при возникновении аварии должен явиться в распоряжение руководителя и по его усмотрению принять участие в ликвидации аварии.
После ликвидации аварии лицо руководящее ликвидацией аварии обеспечивает сбор объяснительных записок рапортов персонала участвовавших в ликвидации аварии организует разбор аварии с персоналом участвовавшим в её ликвидации.
Оперативному персоналу предоставляется право на самостоятельные действия по ликвидации аварии с последующим уведомлением вышестоящего оперативного персонала: только при потере связи с начальником смены.
Оперативный персонал не зависимо от присутствующих лиц административно-технического персонала несёт личную ответственность за ликвидацию аварии единолично принимая решения и осуществляя мероприятия по восстановлению нормального режима.
Меры предупреждения аварийных ситуаций является: своевременное техническое обслуживание оборудование соблюдение графиков ремонтных работ вывод оборудования в капитальный ремонт.
Расчет показателей экологической эффективности проекта
В химический цех входит ХВО лаборатория контроля качества состава масла мазута шлака дымовых газов угля питательной воды и острого пара водорода в системах водородного охлаждения генераторов турбин химически очищенной воды для подпитки основного цикла и теплосети. А также склады хранения хим.реагентов и кислот.
Химводоочистка КарГРЭС – 2 предназначена для следующих целей:
) Восполнения потерь пара и конденсата в цикле станции.
) Восполнение потерь в теплосети.
На водоочистку подается артезианская вода с температурой 25-30оС.
Обработка воды для восполнения потерь пара и конденсата в цикле станции производится по схеме полного последовательного двух ступенчатого химического обессоливания. Производительность ХВО для подпитки котлов 45куб.мч. обработка воды производится по схеме двухступенчатого обессоливания.
1 Описание схемы обработки воды для подпитки котлов
Исходная вода подогретая в ПСВ до 25ºС подаётся на водоочистку из турбинного цеха. Для подачи исходной воды на ХВО служат два трубопровода: основной и дублирующий.
Вода поступает через измерительные диафрагмы установленные на трубопроводах на Н – катионитовые фильтры 1 ступени.
Н – катионитовые фильтры предназначаются для обмена всех катионов исходной воды на катион водорода содержащиеся в Н- сульфоугле. Затем Н – катионированная вода поступает на анионитовые фильтры 1 ступени. Первая ступень анионирования имеет цель обмена анионов сильных кислот (SO4 Cl NO3) на анион ОН содержащийся в отрегенерированном анионе. Вода с первой ступени анионитовых фильтров поступает в декарбонизатор где происходит удаление из воды свободной углекислоты затем частично обессоленная вода из декарбонизатора поступает в бак частично обессоленной воды V=75м³ и оттуда насосами ЗК-6 G=30-70мчас подается на Н – катионитовые фильтры второй ступени.
Вторая ступень Н-катионирования служит для поглощения катионов натрия как проскочивших через Н-катионитовые фильтры первой ступени так и попавших в частично обессоленную воду из слабоосновных анионитовых фильтров.
Далее вода со второй ступени Н-катионитовых фильтров поступает на анионитовые фильтры второй ступени. Вторая ступень анионирования предназначается для поглощения частично проскочивших с первой ступени анионов и остаточной углекислоты после декарбонизаторов кремневой кислоты.
После второй ступени анионитовых фильтров вода поступает в бак обессоленной воды со следующим химическими показателями:
- Жесткость 5 МкГ эквкг
- Щелочность 10 – 15 МкГ эквкг
- Кремне кислота 200 – 500 МкГ мкгкг
- Солесодержание 0 – 10 МкГ мгкг
Из баков насосами ЗКМ-6 G=30-65м³час вода поступает в конденсатор турбины а также может подаваться насосами в дренажные баки и в деаэратор 6ата.
Схема по обработке воды для подпитки теплосети прямым подкислением:
На КарГРЭС – 2 вода для подпитки теплосети обрабатывается по схеме прямого подкисления.
Оборудование установки по очистке нефтесодержащих стоков
Приёмный резервуар К.Н.С.
Канализационный насос
Бак отстойник V-200 м3
Насос откачки очищенной воды
Нефтесборная воронка
Отвод очищенной воды
Отвод отстоянной воды
Бак сбора нефтепродуктов
Отвод шламовых стоков
Насос откачки нефтепродуктов
Отвод уловленных нефтепродуктов
Насос откачки шламовых вод
Насос откачки осветленной воды
Насос подачи воды на фильтры
Отвод осветлённой воды
Вода идущая на подпитку теплосети с открытым водозабором должна удовлетворять требованиям:
) карбонатная жесткость не должна превышать 07 мг-эквл;
) РН должно находится в пределах 85-95 и соответствовать ГОСТу на питьевую воду.
Подготовка подпиточной воды для открытых теплосетей обычно
производится по схеме Н-катионирования с «голодной» регенерацией или по схеме Н –Nа катионирования.
Наиболее простой и надежной является схема подкисления исходной воды.
Для подкисления можно использовать серную и соляную кислоту. При обработке воды подкислением расходуется меньше кислоты чем в других схемах. Полностью отсутствуют кислые дренажные воды.
Оборудование установки по очистке хоз. бытовой канализации
Фекальная насосная №1
Фекальная насосная №2
Насосная осветленной воды №1
Водопровод в систему ГЗУ
2 от объектов станции 3 6 4 5 7 осветленная вода из золоотвала
Рисунок 17 - Принципиальная схема очистки хоз. бытовой канализации
Оборудование установленное наГРЭС - 2 находится в эксплуатации более 50 лет. Весь объём в годовом балансе топлива – 100% составляют экологически "грязные" виды топлива: уголь и мазут. Котлы ТЭЦ оборудованы системами золоочистки эксплуатационная эффективность которых в 2002 году в среднем по станции составила 960%. Газоочистка по другим вредным веществам не производится. Высота дымовых труб для отвода газов не превышает 100 м.
Основным видом топлива для энергетических котлов является Экибастузский уголь растопочным топливом является топочный мазут. Количество сожженного топлива с указанием качества топлива приведены в таблице. Энергетические котлы оборудованы системами золоочистки: на всех котлах установлены мокрые золоуловители с трубой Вентури типа МВ-ВТИ.
Сведения о качестве и количестве сжигаемого топлива
Израсходовано в 2002 г. тыс. тут.
В% от общего количества.
Качество сжигаемого топлива
Средняя эксплуатационная степень очистки от золы в целом по ТЭЦ в 2001 году составила 958%. Газоочистка по другим веществам отсутствует. Отвод уходящих газов от котлов осуществляется двум дымовым трубам. Параметры дымовых труб и подключение к ним котлов представлены в таблице.
Характеристики дымовых труб
Количество и тип котлов.
ПК – 10 – п- 2 ст.№1-15
ПК – 20 – п – 2 ст. №16
В соответствии с отчетными данными ГРЭС по форме 2-ТП (воздух) в атмосферу города за год было выброшено вредных веществ. Всего-7604 тыс.т. год из них:
2 Расчёт выбросов дымовых газов в атмосферу
Котел ПК – 10 – п - 2 топливо – Экибастузский уголь.
Состав топлива по сертификату поставщика:
B = 285 тч (792 кгс) – расход топлива котлом;
Tух = 120оС + 273= 393 К;
q4 = 15 % (потеря от механического недожога);
D = 160 тч (производительность котла);
= 096 (степень очистки дымовых газов в золоуловителе);
= 00001 (степень рециркуляции);
ун = 095 (доля твердых частиц уносимых из топки с дымовыми газами);
т = 12 (коэффициент избытка воздуха).
) Теоретическое количество сухого воздуха (м3кг) необходимое для сгорания твердого и жидкого топлива при = 17:
VO = 00889(CP + (03755SP)) + 0265HP – 00333OP = 00889(420 +
+(03755055))+026550–00333115=4694мзкг. (39)
) Теоретические объемы продуктов сгорания полученные при полном сгорании топлива с теоретически необходимым количеством воздуха
Vг = VRO2 + V°N2 + VH2O + ( – 1)Vo = 0788 + 3715 + 07076 + (12 – 1)4694 =
Объем трехатомных газов:
VRO2 = l866[(CP + (0375SP))100] = 1866((420 + 0375055)100) =
Теоретический объем азота:
VON2 = 079V 0 + 08(Np100) = 0794694 + 08(15100) = 3715 м3кг. (42)
Теоретический объем водяных паров:
V0H2O = 0111Hp + 00124Wp + 00161Vp = 011150 + 0012450 +
+001614694= = 06925 м 3кг. (43)
VH2O = VoH2O + 00161( – 1)Vo = 06925 + 00161(12 – 1)4694=
) Расход дымовых газов5:
Vг = (В(V0г + (г – 1)V0)Tух)(36273) м3с (45)
а) При условии работы одного котла на дымовую трубу:
Vг =(285[61494 + (16 – 1) 4694]393)(36273) = 102179 м3с.
б) При условии работы пяти котлов на дымовую трубу:
Vг = (1425[61494 + (16 – 1) 4694]393)(36273) = 510895 м3с.
) Количество золы выбрасываемое в атмосферу с продуктами сгорания:
Mз = 001B[(унAP) + q4(Qpн 32680)](l – ) тч. (46)
Mз = 001285[(095380) + 15(18268432680)](1 – 096)= 04211кгс = =25482тч.
Mз = 0011425[(095380) + 15(18268432680)](1 – 096)= 021055кгс = =75798тч.
)оксидов азота выбрасываемых в атмосферу:
МNO2 = 03410-7BKQpн[l – (q4100)] + 1[l – (1)]322 тч (47)
МNO2=0310-7533285182684(1–15100)0883[1–(00100001)]0851099 = =0083598 кгс =03 тч
МNO2=0310-75331425182684(1–15100)0883[1–(00100001)]0851099 = =041799 кгс =15048 тч где 1 = 0178 + (047NP) = 0178 + (04715) = 0883;
безразмерный поправочный коэффициент учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива и способа шлакоудаления;
коэффициент характеризующий эффективность рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;
коэффициент учитывающий конструкцию горелок;
Коэффициент характеризующий выход окислов азота на 1т сожженного условного топлива:
Д – производительность котлов номинальная и фактическая;
)окислов серы выбрасываемых в атмосферу:
MSO2 = 002SPB(l – 'SO2)(l – SO2) тч (48)
MSO2= 002055285 (1 – 005) = 02978 кгс= 10722 тч.
MSO2= 0020551425 (1 – 005) = 1489 кгс=53604 тч
где SO2– доля окислов серы улавливаемых в золоуловителе.
)Определение минимальной высоты трубы:
М=( MSO2+ПДКSO2ПДКNO2· MNO2)+ MЗ (49)
а)М=6926 гс б) М=3463 гс
А=200–коэффициент зависящий от температурной стратификации атмосферы
а)VГ=102179 м3с и б) VГ=510895 м3с –объём дымовых газов на АТЭЦ–3 при расходе топлива на один котёл В=285 тч.
F=2–коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе при среднем эксплуатационном коэффициенте очистки выбросов не менее 90%
ΔТ=ТУХ–ТЛЕТСР.МАКС=85 0С–разность температур выбрасываемых из котла газов и средней максимальной температуры наружного воздуха наиболее жаркого месяца года в 13.00 часов дня (принимается по СНиП 2.01.01.- 82 «Строительная климатология и геофизика ».
=1–безразмерный коэффициент учитывающий влияние рельефа местность
СФ–фоновая концентрация вредных веществ характеризующая загрязнение атмосферы создаваемое другими источниками.
При принятой ориентировочно высоте трубы определяются безразмерные коэффициенты m и n учитывающие условия выхода дымовых газов из трубы.
Значение коэффициентов m и n определяется в зависимости от параметров:
Диаметр устья дымовой трубы:
где W0=20 мс–скорость выхода дымовых газов.
3 Расчёт максимальной концентрации вредных веществ
Величина максимальной приземной концентрации вредных веществ:
Отсюда видно что величина концентрации при высоте трубы 100 м превышает допустимые нормы.
Определение расстояния от дымовой трубы на котором достигается максимальное значение приземной концентрации вредных веществ:
Из проделанной работы можно сделать следующие выводы:
) Представлена принципиальная тепловая схема теплоэлектростанции КарГРЭС - 2 с указанием установленных и располагаемых параметров свежего и отбираемого на регенерацию при номинальном режиме работы турбинных установок (ст. № 1 К –55 – 90; ст. № 2 К – 50 – 90; ст. № 3 – 5 К – 100 – 90 – 7; ст. № 6 – 8 Т – 86 – 90). Установленная электрическая мощность КарГРЭС - 2 – 663 МВт располагаемая мощность – 663 МВт (1 – ая очередь- 305 МВт; 2 – ая очередь- 358 МВт) рабочая мощность - 5363 МВт. Установленная тепловая мощность станции (в т.ч. по трем ТГ: Т – 86 – 90 = 300 Гкалч) = 435 Гкалч) присоединенная нагрузка теплосетей – 435 85 Гкалч при располагаемой тепловой мощности КарГРЭС – 2 = 3262 Гкалч.
) Выполнен анализ технического состояния существующего на КарГРЭС – 2 котельного оборудования ( ПК – 10 – п – 2 ст. № 1- 15;ПК – 14 – 3 ст. № 16) на основании чего приведены технические характеристики теплофикационного (подогреватели сетевой воды; циркуляционные питательные конденсатные насосы) конденсатного (конденсатор) оборудования.
)Изучено состояние оборудования по регенеративному подогреву питательной воды при номинальном режиме работы турбинных установок К – 50 – 90 К – 55 – 90 К- 100 – 90 – 7 в условиях КарГРЭС – 2.
) Гидравлическими и теплотехническими расчетами процессов пара на всех ступенях ЦВД и ЦНД при заданных по факту (за котлом температура пара t = 5200С) параметрах пара перед первой ступенью ЦВД (температура 5150С; давление 9 МПа) турбины К – 100 – 90 - 7 установлено что реконструкция проточной части ЦВД введением регулируемых отборов пара с 17 – ой 18 – ой ступеней давления приводит к возрастанию относительного удельного КПД ЦВД от 062 до 081 а расхождение присоединенной и располагаемой тепловых нагрузок уменьшается от 10965 Гкалч до 427 Гкалч. При расчетах был принят температурный график теплосети 10570 при циркуляции 5500тч.
) С целью повышения ТЭП турбинного оборудования КарГРЭС – 2 предложен и расчетным путем обоснован перевод ТГ К – 50 – 90 (ст. № 2) в режим синхронного компенсатора (моторный режим) – разгрузка турбины с отключением от источника пара и приводом турбины от ротора электрогенератора.
) Расчет экономического эффекта от моторного режима ТГ К – 50 – 90 в условиях КарГРЭС – 2: годовая экономия тепла т.у.т.; экономия в денежном выражении Э =6.213.600 тыс.тенге; годовой экономический эффект составил Ээф = 6 201 900 тыс.тенге.
Оборудование турбинного цеха Карагандинской ГРЭС – 2 за время функционирования станции претерпело ряд реконструкций: из восьми установленных конденсационных турбогенераторов 3 турбины модели К – 100- 90 – 7 в период 1971 – 1985 г.г. были перемаркированы в турбины Т – 86 – 90 25 с отопительным (регулируемым) отбором пара давлением 12 – 25 ата; дополнительно сделаны отверстия в корпусе турбины для достижения большей теплофикации.
Котлоагрегаты ПК – 10 – п - 2 были переведены на сжигание непроектного топлива произведено расширение размеров конвективной шахты замена системы золоулавливания.
В настоящее время 90% оборудования имеет нулевую остаточную стоимость морально и физически устарело.
Вследствие изменения рыночных отношений экономической политики предприятия тяжелых условий производства оборудование исчерпало свой ресурс и в ближайшее время потребуются большие кап. вложения для поддержания работоспособности основного оборудования. Все перечисленные факторы могут привести к уменьшению рабочей мощности станции и перевода в режим работы котельной но при интенсивном развитии промышленности это может привести к появлению дефицита электрической и тепловой энергии в регионе.
При достаточности электрической энергии в летнее время станция простаивает а в период отопительного сезона сглаживает недостаток пиковой мощности. Данный режим работы сказывается на быстром старении основного оборудования.
Для решения этой проблемы в данном дипломном проекте рассматривается схема перевода турбоагрегата К – 50 – 90 (ст. № 2) на время провала электрических нагрузок в режим синхронного компенсатора.
Список использованных источников
Ривкин С.Л. Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара – М.: Энергия 1980. – 424 с.
Уравнения для расчета на ЭВМ теплофизических свойств воды и водяного пара: Эксплуатационный циркуляр № Ц-06-84(т) Под ред. Ривкина С.Л. – М.: Главтехуправление по эксплуатации энергосистем 1984г. – 8 с.
Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воздуха и продуктов сгорания топлив. – 2-е изд. перераб. – М.: Энергоатомиздат 1984. – 104 с.
Зубарев В.Н. Козлов А.Д. Кузнецов В.М. Теплофизические свойства технически важных газов при высоких температурах и давлениях: Справочник. М.: Энергоатомиздат 1989. – 232 с.
ГОСТ 7.32-91. Отчет о научно-исследовательской работе.
ГОСТ 7.1-84. Библиографическое описание документа.
Тепловые и атомные электрические станции: Справочник Под общ. ред. В.А. Григорьева В.М. Зорина. – 2-е изд. перераб. – М.: Энергоатомиздат 1989. – 608 с.
Паровые и газовые турбины: Учебник для вузов Под ред. А.Г. Костюка В.В. Фролова. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 352 с.
Трояновский Б.М. Варианты проточной части паровых турбин Электрические станции. – 2003. – № 2. – С. 18-22.
Паровая турбина К-160-130 ХТГЗ Под ред. С.П. Соболева. – М.: Энергия 1980. – 192 с.
Мошкарин А.В. Полежаев Е.В. Полежаев А.В. Оптимальные тепловые схемы блоков на суперсверхкритические давления пара: Тезисы докладов международной науч.-техн. конференц. “Состояние и перспективы развития электротехнологии” (Х Бернардовские чтения). – Иваново: ИГЭУ. – 2001. – Т. II. – С. 86.
Вихрев Ю.В. О научно техническом прогрессе в мировой теплоэнергетике. – Энергетик. – 2002. – № 2. – С. 28-32.
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат 1987. – 327 с.
Разгрузка турбины Т-110120-130 с сохранением расхода сетевой воды В.К. Балабанович В.А. Чиж В.А. Золотарева В.Н. Романюк Электрические станции. – 1990. – № 1. – С. 89 – 90.
Технические предложения ПО ТМЗ по техперевооружению ТЭЦ паровыми турбинами нового поколения И.П. Усачев И.М. Дядькин В.К. Балабанович и др. Энергетика (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). – 1996. – № 3 – 4. –
Качан А.Д. Разработка методов анализа показателей топливоиспользования оптимизация режимов и технологических схем ТЭЦ с целью повышения их системной эффективности: Автореф. дис. д-ра техн. наук Бел. политехн. ин-т. – М. 1992. – 40 с.
Балабанович В.К. Совершенствование схем и режимов работы теплофикационных паротурбинных установок. – Мн.: Полибиг 2000. – 188 с.
Яковлев Б.В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения. – Мн. 2003. – 280 с.
Новые способы охлаждения ЦНД мощных теплофикационных турбин К.Я. Марков В.И. Кузьмина Экспресс-информация. Опыт ПО ТМЗ в паротурбостроении. – М. 1975. –Вып. 1. – С. 14 – 17.
Расчетный метод сравнения конструкций проточной части турбомашин В.К. Балабанович Н.Б. Карницкий В.М. Неуймин И.П. Усачев.— Энергетика (Изв. высш. учебн. заведений и энерг. объединений СНГ). – 1996. – № 5 – 6. – С. 77 – 82.
Дейч М.Е. Филиппов Г.А. Лазарев Л.Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. – М.: Машиностроение 1965. – 96 с.
«Паровые и газовые турбины» П.Н.Шляхин. М.(Энергия) 1974г.
«Тепловые электрические станции» В.Я.Рыжкин. М.Энергоатомиздат 1987г.
«Вспомогательное оборудование тепловых электростанций» Л.И.Другов В.Н.Сорокин. М.(Высшая школа) 1968г.
«Правила техники безопасности» Министерство энергетики и электрификации СССР. М. Энергоатомиздат 1984г.
Паровые и газовые турбины: учебник для вузов М. А. Трубилов Г. В. Арсеньев В. В. Фролов и др.; Под ред. А. Г. Костюка В. В. Фролова. – М.: Энергоатомиздат 1985. – 352 с. ил.
Вукалович М. П. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. - М.: Энергия 1969.- 500 с.
Бененсон Е. И. Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины Под ред. Д. П. Бузина.- 2-е изд. перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат 1986. – 272 с.: ил.
Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции: Для студентов вузов. 3-е изд. - М.: Энергоатомиздат 1987.- 328 с.
Гиршфельд В.Я. Князев А.М. Куликов В.Е. Режимы роботы и эксплуатация ТЭС. –М.: Энергия 1973
Тепловая схема конденсационной паровой турбины
Продольный разрез реконструируемого цилиндра высокого давления (ЦВД) конденсационной турбины К – 100 - 90
Продольный разрез реконструируемого цилиндра низкого давления (ЦНД) конденсационной турбины К – 100 - 90
Схема замещения в режиме синхронного компенсатора турбины
ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ
Экономия в денежном выражении: Э = 6.213.600 тенге.
Годовой экономический эффект составил: Ээф = 6 201 900 тенге.