Проектирование конденсационной парогазовой электростанции

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

846,14 Кб
Опубликовано:

2012-08-06

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

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проектирование конденсационной парогазовой электростанции

Введение

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

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

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

- снижение удельных капитальных затрат порядка 30 %;

сокращение сроков монтажа оборудования и сроков ввода мощностей ПГУ;

сокращение продолжительности пусков оборудования ПГУ;

уменьшение вредных выбросов в окружающую среду;

сокращение численности эксплуатационного персонала.

В последние 15-20 лет существования Советского Союза в энергетике в области парогазовых технологий имела место затяжная пауза. За эти годы в мировом газотурбостроении сменилось несколько поколений агрегатов. Начальная температура газов выросла с 800÷850 ˚С до 1200÷1300 ˚С и выше. В результате этого была преодолена граница (≈1100 ˚С), за которой наиболее эффективным типом парогазовой установки становится не ПГУ с ВПГ или НПГ, а ПГУ с котлом-утилизатором.

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

1. Экономическая часть

.1 Актуальность дипломного проекта

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

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

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

строительство новых АЭС взамен газовых ТЭС;

- строительство ТЭС на твердом топливе взамен газовых ТЭС;

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

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

1.2 Расчёт основных технико-экономических показателей проектируемой конденсационной парогазовой электростанции

1.2.1 Определение ежегодных издержек, связанных с эксплуатацией

В дипломном проекте рассчитана себестоимость электрической энергии на проектируемой станции 1800 МВт. В качестве основного оборудования используются парогазовая установка ПГУ - 450, в составе:

- Две газовые турбины ГТЭ - 150;

- Два двухконтурных котла-утилизатора, паропроизводительностью каждый 335 т/ч;

Одна паровая турбина К-180-8/0,7;

Проектный расход топлива на одну газовую турбину (определен в расчетной части, см. формулу(56) ) , кг/с,

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

(1)

где - затраты на топливо;

- расходы на оплату труда;

- амортизация основных производственных фондов;

- расходы на ремонт основных фондов;

- прочие расходы;

1.2.2 Расчёт затрат на топливо

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

, (2)

где - время простоя в ремонте, ч;

Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт ч:

, (3)

где - установленная мощность станции, МВт;

- число часов использования установленной мощности, ч,

Средняя нагрузка электростанции, МВт:

, (4)

где - число часов фактической работы, ч;

Среднегодовая нагрузка энергоблока, МВт:

, (5)

где - число блоков;

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

, (6)

где - расход натурального газообразного топлива на одну газотурбинную установку, кг/с, принимаем из теплового расчета ГТУ, таблица 5; - количество ГТУ в одном блоке;

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

, (7)

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

Расход условного топлива на КЭС, т у.т./год:

, (8)

Расход натурального топлива тыс. м3:

, (9)

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

- плотность природного газа, кг/м3, ;

Затраты на топливо, млн. руб./год:

, (10)

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

1.2.3 Расходы на оплату труда

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

, (11)

где - штатный коэффициент, ;

- средняя зарплата одного работника за год;

1.2.4 Амортизационные отчисления

Размер амортизационных отчислений, млн. руб./год:

, (12)

где - средняя норма амортизации станции в целом;

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

, (13)

где и - капитальные вложения, связанные с установкой одного блока головного и каждого последующего, млн. руб./год., принимаются на основе статистических данных по удельным затратам для аналогичных проектов ПГУ, построенных в 2004-2008 годах [31];

- коэффициент, учитывающий район размещения;

- коэффициент удорожания в ценах текущего года;

1.2.5 Расходы по ремонтному обслуживанию

Расходы по ремонту, млн. руб./год:

, (14)

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

1.2.6 Прочие расходы

К прочим расходам относятся:

общецеховые и общестанционные расходы;

расходы по охране труда и технике безопасности;

налоги и сборы;

плата за землю;

и др.;

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

, (15)

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

Эксплуатационные расходы составят, млн. руб./год:

Для оценки достоверности расчётов определим удельный вес топливной составляющей, %:

, (16)

Таким образом, топливная составляющая себестоимости занимает 25% от полной производственной себестоимости, что позволяет сделать вывод о неприемлемости результатов расчёта издержек производства.

1.3 Расчёт себестоимости единицы электроэнергии

Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт ч;

, (17)

где - коэффициент расхода электроэнергии на собственные нужды станции;

Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт ч:

, (18)

Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт ч:

, (19)

Удельный расход условного топлива на выработанный кВт·ч, кг у.т/кВт ч:

, (20)

Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт ч:

, (21)

Во втором варианте расчёта установленная мощность КЭС остаётся прежней, состав основного оборудования: 6 блоков К-300-240 с котельными агрегатами производительностью 980 т/ч, работающих на твердом топливе.

Второй вариант расчёта сведём в таблицу 1, т.к. методика расчёта повторяет методику, описанную выше.

Таблица 1 - Расчёт технико-экономических показателей станции по альтернативному варианту.

Наименование показателя	Значение показателя
Число часов фактической работы турбоагрегата, ч
Выработка установленной мощности на КЭС, МВт·ч
Средняя нагрузка электростанции, МВт
Среднегодовая нагрузка блока, МВт
Годовой расход топлива, т у.т./год
Потери топлива в неустановившемся режиме, т у.т./год
Расход топлива на КЭС, т у.т./год
Затраты на топливо, млн. руб./год
Расходы по оплате труда, млн. руб./год
Амортизационные отчисления, млн. руб./год
Расходы по ремонтному обслуживанию, млн. руб./год

Наименование показателя	Значение показателя
Прочие расходы, млн. руб./год
Годовой отпуск энергии с шин ТЭС, МВт·ч
Себестоимость отпущенной энергии, руб./кВт·ч
Себестоимость выработанной энергии, руб./кВт·ч
Удельный расход топлива на выработанный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч
Удельный расход топлива на отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч

Результаты расчётов двух вариантов сводим в таблицу 2

Таблица 2 - Основные технико-экономические показатели станции.

Наименование показателя	Значение показателя
	Вариант1	Вариант2
Установленная мощность, МВт	1800	1800
Состав основного оборудования	4×ПГУ-450	6×К-300
Число часов использования установленной мощности, ч/год	7000	7000
Выработка электроэнергии на ТЭС, МВт·ч	12600000	12600000
Годовой отпуск энергии с шин станции, МВт·ч	12247200	12096000
Удельный расход условного топлива на выработанный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч	0,162	0,32
Удельный расход условного топлива на отпущенный кВт·ч, кг у.т./кВт·ч	0,166	0,33
Себестоимость единицы электроэнергии, руб./кВт·ч: а) выработанной б) отпущенной	0,41 0,42	0,63 0,65
Штатный коэффициент	0,26	0,31
Удельные капитальные вложения	11,4	17,6

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

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

, (22)

где - себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по сопоставляемому варианту, руб./кВт·ч; - себестоимость единицы отпущенной электроэнергии по рекомендуемому варианту состава основного оборудования, руб./кВт ч; - годовой отпуск электроэнергии по рекомендуемому вариант, МВт·ч;

1.4 Расчёт срока окупаемости капитальных вложений по проекту КЭС

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

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

Чистый дисконтированный доход, млн. руб.:

(23)

где - стоимость строительства станции, млн.руб.;

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

- амортизация основных производственных фондов;

- годовой отпуск энергии с шин станции, МВт;

- текущий год;

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

Чистый денежный поток по отпущенной электроэнергии, млн. руб.:

, (24)

Расчёт срока окупаемости станции сведём в таблицу 3.

Таблица 3 - Срок окупаемости капитальных вложений

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1)Денежный поток по инвестиционной деятельности - кап. вложения(К)	-20525	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
2)Денежный поток по основной деятельности: -амортизационные отчисления -доход по отпущенной эл.энергии	-	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764	2225 1539 3764
3)Чистый денежный поток	-20525	3764	3764	3764	3764	3764	3764	3764	3764	3764	3764
4)Коэффициент дисконтирования 1/(1+0,1)n	1	0.909	0,826	0,751	0,683	0,62	0,564	0,513	0,466	0,424	0,385

Показатели	Расчётный период
	0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
5)Чистый дисконтированный доход	-20525	3422	3110,9	2828,1	2571	2337,3	2124,8	1931,6	1756	1596,4	1451,3
6)ЧДД нарастающим итогом	-20525	-17103	-13992	-11163,9	-8592,8	-6255,6	-4130,7	-2199	-443	1153,4	2604,6

Капитальные вложения в проект ГРЭС 1800 МВт с парогазовыми установками ПГУ-450 окупается на девятый год эксплуатации при условии, что тариф на э/э принимается равным 0,6 руб./кВт·ч и стоимость топлива 799 руб./тыс. м3.

Однако в перспективе 2011 года цена на топливо будет увеличена до 2559 руб./тыс. м3 , поэтому произведем перерасчет, а результат сведем в таблицу 4

Таблица 4 - Пересчет экономических показателей эффективности проекта при новой цене на газ.

Цена топлива	Процент топливной составляющей, %	Рост цены на топливо, %	Себестоимость отпущенной электроэнергии, руб./кВт·ч	Доход по отпущенной эл.энергии, млн. руб./год	Год окупаемости
799	25	-	0,42	2225	9
2559	53	320	0,66	-	-

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

2. Расчетная часть

.1 Разработка ПТС

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

На листе 1 графической части дипломного проекта представлена принципиальная тепловая схема (ПТС) парогазовой установки мощностью 450 МВт с котлом-утилизатором. ПТС включает в себя две газовые турбины ГТЭ-150, два котла-утилизатора (КУ) и одну паровую турбину К-150-8,0.

Котел-утилизатор - открытой компоновки, горизонтальный с вертикальным расположением поверхностей нагрева и подвеской к собственному каркасу; двухконтурный, барабанного типа с естественной циркуляцией среды в испарительных контурах. Все поверхности нагрева КУ выполнены из труб с наружным спиральным просечным оребрением.

Турбина К-150-8,0 двухцилиндровая конденсационная с двухпоточным выхлопом в конденсатор, предназначена для привода электрического генератора переменного тока. ЦВД имеет два корпуса: внутренний и наружный. Проточная часть ЦВД разделена на два последовательных отсека. Первый отсек состоит из 8 ступеней давления, пар в которых движется от середины цилиндра в сторону генератора, затем поток пара разворачивается и попадает во второй отсек, состоящий также из 8 ступеней давления.

Пар на выходе из ЦВД смешивается с паром из контура низкого давления КУ и подается в ЦНД.

ЦНД - двухпоточный, по пять ступеней в каждом потоке.

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

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

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

Рассчитаем двухконтурную энергоустановку ПГУ 450, опираясь на разработанную принципиальную тепловую схему. Для этого выполним тепловой расчет каждого из элементов схемы: ГТУ, КУ, ПТУ.

При проведении дальнейших расчетов будем пренебрегать падением давления вследствие гидравлического сопротивления тракта КУ, а также увеличением энтальпии и температуры воды при повышении ее давления в насосах.

2.2 Тепловой расчет ГТУ

При расчете тепловой схемы ГТУ (рисунок 1) исходными величинами, заданными или принимаемыми по оценке, являются:

- электрическая мощность МВт;

температура газов перед газовой турбиной ˚С;

температура воздуха на входе в компрессор ˚С;

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

степень сжатия в компрессоре ;

число ступеней газовой турбины, ;

коэффициент потерь давления ;

коэффициент использования теплоты топлива в камере сгорания ;

механический КПД турбины ;

КПД электрогенератора ;

изоэнтропийный КПД турбины ;

изоэнтропийный КПД компрессора ;

коэффициент утечек ;

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

теплота сгорания кДж/кг;

минимально необходимое количество воздуха для полного сжигания 1кг газа кг/кг;

Рисунок 1 - Схема простой ГТУ

Рисунок 2 - Цикл простой ГТУ

Расчет тепловой схемы ГТУ производился в следующем порядке.

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

Тогда средняя теплоемкость воздуха, кДж/кг:

, (25)

где - газовая постоянная, кДж/кг·К, воздуха, ;

Температура воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре, K:

(26)

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

, (27)

(28)

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

, (29)

после чего уточняем :

, (30)

а также температуру воздуха в конце процесса сжатия в компрессоре по формуле (26) и энтальпию по формуле (27).

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

, (31)

(32)

Коэффициент избытка воздуха в газах после камеры сгорания:

(33)

Находим энтальпию газа, кДж/кг, перед турбиной:

(34)

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

Температура газа за турбиной, К:

, (35)

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

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

, (36)

(37)

Рассчитываем энтальпию газов за турбиной , кДж/кг, по формуле (34).

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

(38)

Соотношение массового количества воздуха и продуктов сгорания:

, (39)

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

- молекулярная масса воздуха, кг/кмоль, ;

Объемная доля воздуха в продуктах сгорания:

(40)

Молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль:

(41)

Газовая постоянная для газовой смеси, кДж/кг:

(42)

Уточняем значение :

, (43)

а также температуру газов за турбиной по формуле (35) и энтальпию воздуха, продуктов сгорания и газовой смеси соответственно по формулам (36, 37, 38).

Работа расширения 1 кг газа в турбине:

(44)

Работа затраченная на сжатие 1 кг воздуха в компрессоре:

(45)

Работа турбины на валу агрегата, кДж/кг:

, (46)

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

(47)

Коэффициент полезной работы:

(48)

Относительный расход воздуха на охлаждение, кг/кг:

(49)

Температура газов после первой ступени, К:

(50)

Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины:

, (51)

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

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

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

По экспериментальным данным [21] получена зависимость коэффициента снижения работы охлаждаемой турбины:

, (52)

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

Удельная работа ГТУ с охлаждением, кДж/кг:

(53)

Расход газа на турбину, кг/с:

, (54)

где - механический КПД ГТУ:

(55)

Расход газообразного топлива на ГТУ, кг/с:

(56)

Расход воздуха подаваемого в камеру сгорания, кг/с:

(57)

Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с:

(58)

Расход газов на выходе из турбины, кг/с:

(59)

Электрический КПД ГТУ:

, (60)

где - Электрический КПД ГТУ без учета охлаждения:

(61)

Данная методика расчета тепловой схемы ГТУ с охлаждением была положена в основу одноименной программы расчета, текст которой представлен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.1. Результаты расчета сведены в таблицу 5.

Таблица 5 - Результаты расчета тепловой схемы ГТУ

Наименование величины	Обозначение	Значение
Температура воздуха за компрессором, ˚С	405,7
Коэффициент избытка воздуха, доли	2,58
Температура газов за турбиной, ˚С	628,1
Работа расширения газа в турбине, кДж/кг	831,75
Работа сжатия воздуха в компрессоре, кДж/кг	402,22
Работа ГТУ на валу агрегата, кДж/кг	433,55
Коэффициент полезной работы, доли	0,526

Наименование величиныОбозначениеЗначение
Расход воздуха на охлаждение, кг/кг	0,164
Коэффициент снижения работы охлаждаемой турбины, доли	0,496
Работа охлаждаемой ГТУ, кДж/кг	402,05
Расход газов на турбину из уравнения мощности, кг/с	383,57
Расход топлива на ГТУ, кг/с	9,66
Расход воздуха на входе в камеру сгорания, кг/с	373,9
Расход воздуха на входе в компрессор, кг/с	438,7
Расход газов на выходе из турбины, кг/с	446,48
Мощность ГТУ, кВт	154174
Электрический КПД ГТУ без охлаждения, %	38,15
Электрический КПД ГТУ с охлаждением, %	35,04

2.3 Расчет котла-утилизатора

.3.1 Тепловой расчет котла-утилизатора

При расчете тепловой схемы котла-утилизатора (рисунок 3) исходными величинами, задаваемыми или полученными при тепловом расчете ГТУ, являются:

- Расход газов на выходе из турбины кг/с;

Температура газов за турбиной ˚С;

Температура окружающей среды ˚С;

Коэффициент избытка воздуха в газах ;

Температура перегрева пара в контуре высокого давления ˚С;

Давление в барабане контура высокого давления МПа;

Давление в барабане контура низкого давления МПа;

- Давление в деаэраторе МПа;

- Давление в конденсаторе кПа;

Температурный напор на холодном конце испарителя высокого давления ˚С;

Температурный напор на холодном конце испарителя низкого давления ˚С;

Температурный напор на горячем конце пароперегревателя низкого давления ˚С;

Температура конденсата на входе в котел ˚С;

Температура конденсата на выходе из газового подогревателя ˚С;

Энтальпия газов в котле-утилизаторе будем определять как , аналогично методике приведенной в расчете ГТУ по формулам (34, 35, 32);

Температуру газов определяем по обратной зависимости, ;

- Параметры пароводяного рабочего тела будем определять по таблицам [7];

Рисунок 3 - Принципиальная тепловая схема двухконтурного КУ

Расчет тепловой схемы КУ производился по следующей методике.

Температура газов перед экономайзером высокого давления, ˚С,

, (62)

где - температура насыщения воды при давлении в барабане контура высокого давления (ВД);

Энтальпия газов перед экономайзером, кДж/кг:

Расход пара ВД, генерируемый одним КУ, кг/с:

, (63)

где - энтальпия газов, кДж/кг, на входе в КУ, ;

- энтальпия перегретого пара высокого давления, кДж/кг, ;

- энтальпия питательной воды на выходе из экономайзера ВД, кДж/кг, ;

Энтальпия газов за экономайзером контура ВД, кДж/кг:

, (64)

где - энтальпия питательной воды поступающей из деаэратора, кДж/кг, ;

Соответствующая найденной энтальпии температура газов за экономайзером контура ВД, ˚С:

Температура газов на входе в газовый подогреватель конденсата (ГПК), ˚С:

, (65)

где - температура насыщения воды при давлении в барабане контура низкого давления (НД);

Энтальпия газов перед ГПК, кДж/кг:

Температура перегрева пара за пароперегревателем НД, ˚С:

(66)

Расход пара через контур НД, кг/с:

, (67)

где - энтальпия перегретого пара в контуре НД, кДж/кг, ; - энтальпия насыщенной воды в барабане НД, кДж/кг, ; Расход пара на деаэратор, кг/с:

, (68)

где - энтальпия воды за ГПК, кДж/кг, ;

Расход рециркуляции, кг/с:

, (69)

где - энтальпия питательной воды на входе в ГПК, кДж/кг, ;

- энтальпия конденсата в состоянии насыщения, кДж/кг, ;

Энтальпия уходящих газов КУ, кДж/кг:

(70)

Соответствующая температура уходящих газов, ˚С:

КПД КУ:

, (71)

где - энтальпия газов при температуре окружающей среды, ;

Тепло, отданное газами ГТУ в паротурбинный цикл, кВт:

(72)

Тепло, полученное пароводяным рабочим телом в КУ, кВт:

(73)

Определяем тепло, подводимое к пароводяному рабочему телу в отдельных элементах КУ.

Тепло, подводимое в ГПК, кВт:

(74)

Тепло, подводимое в испарителе низкого давления, кВт:

, (75)

где - скрытая теплота парообразования, определяется по давлению в барабане контура НД, ;

Тепло, подводимое в пароперегревателе низкого давления, кВт:

, (76)

где - энтальпия насыщенного пара на выходе из барабана, ;

Тепло, подведенное к экономайзеру высокого давления, кВт:

(77)

Тепло, подведенное в испарителе высокого давления, кВт:

(78)

где - скрытая теплота парообразования, определяется по давлению в барабане контура ВД, ;

Тепло, подведенное в пароперегревателе ВД, кВт:

, (79)

где - энтальпия насыщенного пара на выходе из барабана, ;

На основе изложенной методики была разработана программа теплового расчета КУ, текст которой представлен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.2. Результаты теплового расчета сведены в таблицу 6.

Таблица 6 - Результаты теплового расчета КУ

Наименование величины	Обозначение	Значение
Расход пара генерируемого в контуре ВД, кг/с	68,091
Расход пара генерируемого в контуре НД, кг/с	14,484
Расход пара в деаэратор, кг/с	7,948
Расход рециркуляции, кг/с	53,231
Температура газов за ППВД, ˚С	527,226
Температура насыщенного пара на входе в ППВД, ˚С	295,009
Температура газов за ИСПВД, ˚С	315,009
Температура насыщенной воды на входе в ИСПВД, ˚С	295,009
Температура газов за экономайзером, ˚С	242,306
Температура насыщенной питательной воды на входе в экономайзер, ˚С	164,953
Температура газов за ППНД, ˚С	238,293
Температура перегретого пара на выходе из ППНД, ˚С	222,306
Температура насыщенного пара на входе в ППНД, ˚С	164,953
Температура газов за ИСПНД, ˚С	174,953
Температура насыщенной воды на входе в ИСПНД, ˚С	164,953
Температура уходящих газов ˚С	99,345
Тепло полученное водой в ГПК, кВт	35235,164
Тепло полученное пароводяной рабочей средой в ИСПНД, кВт	29918,586
Тепло полученное паром в ППНД, кВт	1909,318
Тепло полученное водой в экономайзере, кВт	34902,048
Тепло полученное пароводяной рабочей средой в ИСПВД, кВт	98156,288
Тепло полученное паром в ППВД, кВт	51964,876
Суммарная тепловая нагрузка, по пароводяному рабочему телу, одного КУ, кВт	252086,3

По полученным данным можно построить тепловую диаграмму

Рисунок 4 - Тепловая диаграмма КУ

2.3.2 Конструкторский расчет КУ

Для выполнения конструкторского расчета КУ необходимо первоначально провести конструктивную проработку стандартной секции КУ, то есть выбрать все конструктивные характеристики секции, а также тип и характеристики оребрения труб.

Крупнейшим производителем КУ и оребренных труб для их поверхностей нагрева является АО «Подольский машиностроительный завод». Завод изготавливает для горизонтальных КУ типовые секции. Поверхности нагрева имеют шахматное расположение труб единого сортамента (сталь 20, кроме пароперегревателя ВД, для которого использована сталь 12Х1МФ). Параметры оребрения следующие:

- диаметр труб мм;

шаг ребра мм;

высота ребра мм;

толщина ребра мм;

поперечный шаг труб мм;

продольный шаг труб мм;

длина оребренной части трубы м;

Типовая секция (рисунок 5), используемая во всех поверхностях котлов, состоит из двух рядов оребренных труб с шахматным расположением, объединенных коллекторами диаметром 168 мм, толщиной 15 мм (рисунок 2). Ширина типовой секции мм (по осям труб), а высота мм (по осям коллекторов). В одном ряду по ходу газов принимаем число секций .

Рисунок 5 - Конструкционные параметры секции поверхностей нагрева КУ

Рекомендуемые значения скоростей [21]:

- для газа м/с;

для пара м/с;

для воды м/с;

Температуры теплоносителей и тепловые нагрузки поверхностей нагрева берутся из теплового расчета КУ. Методика расчета поверхностей нагрева КУ следующая. Определение поверхности теплообмена одной секции. Площадь поверхности гладкой трубы, м2:

, (80)

где - наружный диаметр трубы, м:

(81)

Площадь боковой поверхности ребра, м2:

(82)

Площадь внутренней торцевой поверхности ребра, м2:

(83)

Площадь наружной торцевой поверхности ребра, м2:

(84)

Площадь поверхности теплообмена оребренной трубы, м2:

(85)

Число оребренных труб одной секции одного ряда:

(86)

Площадь поверхности теплообмена одной секции, м2:

(87)

Определение площади поверхности теплообмена ППВД

Среднелогарифмический температурный напор пароперегревателя, ˚С:

, (88)

где - меньшая разность температур между теплоносителями, для ППВД ;

- большая разность температур между теплоносителями, для ППВД ;

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке, Вт/(м·К):

, (89)

где - теплопроводность, Вт/(м·К), кинематическая вязкость, м2/с, число Прандтля для газа принимается по [24];

- поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов:

, (90)

- число рядов труб по ходу газа;

- поправка на компоновку пучка, определяется в зависимости от относительных шагов: поперечного и продольного :

(91)

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от стенки к пару, Вт/(м·К):

, (92)

где - теплопроводность, Вт/(м·К), кинематическая вязкость, м2/с, число Прандтля для пара принимается по справочнику [7];

Коэффициент теплопередачи пароперегревателя, Вт/(м2·К):

, (93)

где - коэффициент тепловой эффективности, для газа ;

Площадь поверхности теплообмена ППВД, м2:

(94)

Количество рядов труб в одном пакете по ходу газов, шт.:

(95)

Среднелогарифмический температурный напор испарителя, ˚С, определяем по формуле (88), в которой и .

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке, Вт/(м·К), для ИСПВД определяем по формуле (89).

Коэффициентом теплоотдачи конвекцией от стенки к пароводяному рабочему телу можно пренебречь, т.к. в испарителе происходит процесс кипения воды, при котором коэффициент теплоотдачи очень велик, и величина стремиться к нулю.

Коэффициент теплопередачи испарителя, Вт/(м2·К):

, (96)

где - коэффициент теплопроводности, для стали 20,

(97)

Здесь средняя температура стенки, ˚С:

(98)

Площадь поверхности теплообмена ИСПВД, м2, и количество рядов труб по ходу газов определяем, соответственно, по формулам (94 и 95).

Определение площади поверхности теплообмена экономайзера

Среднелогарифмический температурный напор экономайзера, ˚С, определяем по формуле (88), в которой и .

Коэффициент теплоотдачи конвекцией от газов к стенке для экономайзера, Вт/(м·К):

, (99)

где - теплопроводность, Вт/(м·К), кинематическая вязкость, м2/с, число Прандтля для газа принимается по [24];

- поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов; при и ; при и ; при ;

- поправка на компоновку пучка, определяется в зависимости от относительных шагов и параметра

, (100)

где - средний относительный диагональный шаг труб:

(101)

Коэффициент теплопередачи экономайзера, Вт/(м2·К):

, (102)

где - коэффициент загрязнения конвективной поверхности, для газа ;

Площадь поверхности теплообмена экономайзера, м2, и количество рядов труб по ходу газов определяем, соответственно, по формулам (94 и 95).

Определение площадей поверхностей теплообмена поверхностей НД

Расчет площадей поверхностей контура низкого давления соответствует вышеизложенной методике для контура ВД, а именно:

- расчет площади ППНД соответствует расчету ППВД, формулы (88-95), где и ;

расчет площади ИСПНД соответствует расчету ИСПВД, формулы (96-98), где и ;

расчет площади ГПК соответствует расчету экономайзера, формулы (99-102), где и ;

На основе данной методики конструкторского расчета КУ разработана программа, текст которой приведен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.3. На основе полученных геометрических размеров поверхностей нагрева был начерчен продольный разрез КУ который представлен на четвертом листе графической части.

Результаты конструкторского расчета сведены в таблицу 7.

Таблица 7 - Результаты конструкторского расчета КУ

Наименование величины	Обозначение	Значение
Температурный напор ППВД, ˚С	141,4
Коэффициент теплопередачи ППВД, Вт/(м2·К)	62,51
Площадь теплообмена ППВД, м2	5877,66
Число рядов по ходу газов ППВД, штук	4
Ширина пакета ППВД по ходу газов, м	0,34
Температурный напор ИСПВД, ˚С	109,3
Коэффициент теплопередачи ИСПВД, Вт/(м2·К)	84,35
Площадь теплообмена ИСПВД, м2	10647,14
Число рядов по ходу газов ИСПВД, штук	6
Ширина пакета ИСПВД по ходу газов, м	0,51
Температурный напор экономайзера, ˚С	42,4
Коэффициент теплопередачи экономайзера, Вт/(м2·К)	56,02

Наименование величины	Обозначение	Значение
Площадь теплообмена экономайзера, м2	14694,53
Число рядов по ходу газов экономайзера, штук	10
Ширина пакета экономайзера по ходу газов, м	0,85
Температурный напор ППНД, ˚С	41,05
Коэффициент теплопередачи ППНД, Вт/(м2·К)	65,61
Площадь теплообмена ППНД, м2	708,907
Число рядов по ходу газов ППНД, штук	1
Ширина пакета ППНД по ходу газов, м	0,085
Температурный напор ИСПНД, ˚С	31,79
Коэффициент теплопередачи ИСПНД, Вт/(м2·К)	57,384
Площадь теплообмена ИСПНД, м2	10629,743
Число рядов по ходу газов ИСПНД, штук	6
Ширина пакета ИСПНД по ходу газов, м	0,51
Температурный напор ГПК, ˚С	37,105
Коэффициент теплопередачи ГПК, Вт/(м2·К)	57,384
Площадь теплообмена ГПК, м2	16547,84
Число рядов по ходу газов ГПК, штук	10
Ширина пакета ГПК по ходу газов, м	0,85

2.4 Определение внутреннего относительного КПД и мощности ПТУ

Расчет внутреннего относительного КПД паровой турбины проводится по приближенным формулам в два этапа. Сначала определим КПД части высокого давления (до смешения с потоком пара из контура низкого давления КУ) , а также параметры потока пара на входе в камеру смешения; затем определим параметры пара в камере смешения и рассчитаем внутренний относительный КПД части низкого давления (от камеры смешения до конденсатора). Процесс расширения пара в турбине показан на рисунке 6.

Рисунок 6 - Процесс расширения пара в ПТ двух давлений

В паровой турбине принимается дроссельное парораспределение.

КПД ЦВД можно оценить формуле:

, (103)

где - расход пара в ЦВД, кг/с, ;

- средний объем пара в ЦВД, м3/кг, ; по справочнику [7] находим удельный объем пара на входе в ЦВД и на выходе из него ;

- располагаемый теплоперепад ЦВД кДж/кг, определяем по процессу расширения (рисунок 6);

- коэффициент потерь от влажности, ;

Использованный теплоперепад, кДж/кг:

(104)

Энтальпия пара на выходе из ЦВД, кДж/кг:

(105)

Энтальпия пара перед ЦНД, в точке смешения, кДж/кг:

(106)

Для расчета КПД ЦНД воспользуемся эмпирической зависимостью:

, (107)

где - располагаемый теплоперепад ЦНД, определяется по процессу расширения (рисунок 6);

- коэффициент потерь от влажности, для ЦНД:

(108)

где - коэффициент, ;

- влажность в начале процесса расширения, ;

- влажность в конце процесса расширения, в первом приближении задаемся ;

- располагаемый теплоперепад в зоне влажного пара определяется по процессу расширения (рисунок 6);

Расход пара на выходе на входе в ЦНД, кг/с:

(109)

Принимаем двухпоточную конструкцию ЦНД, по графикам [22] выберем стандартную лопатку производства ЛМЗ, которой будет соответствовать потеря с выходной скоростью кДж/кг.

Использованный теплоперепад, кДж/кг, энтальпию пара в конце процесса расширения, кДж/кг, определим, соответственно, по формулам(104 и 105).

Внутренняя мощность паровой турбины, кВт:

(110)

Располагаемая мощность паровой турбины, кВт:

(111)

Относительный внутренний КПД паровой турбины:

(112)

Данная методика расчета положена в основу программы расчета ПТ, текст который представлен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.4.

Результаты расчета представлены в таблице 8.

Таблица 8 - Приближенный расчет ПТ

Наименование величины	Обозначение	Значение
Расход пара в ЦВД, кг/с	136,2
Располагаемый теплоперепад ЦВД, кДж/кг	680,5
Внутренний относительный КПД ЦВД	0,906
Использованный теплоперепад ЦВД, кДж/кг	616,9
Энтальпия пара перед ЦНД, после смешения, кДж/кг	2903,4
Расход пара в ЦНД, кг/с	157,3

Наименование величиныОбозначениеЗначение
Располагаемый теплоперепад ЦНД, кДж/кг	766,8
Внутренний относительный КПД ЦНД	0,865
Использованный теплоперепад ЦНД, кДж/кг	663,3
Внутренняя мощность паровой турбины, кВт	188321,4
Располагаемая мощность паровой турбины, кВт	213267,5
Внутренний относительный КПД турбины	0,883

2.5 Детальный расчет ступеней ГТ

Ниже изложена методика расчета ступени газовой турбины, а текст программы приведен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.5.

Для расчета любой ступени газовой турбины необходимыми исходными данными принимаемыми, либо полученными из расчета тепловой схемы, являются:

- расход газа на турбину, кг/с, ;

давление газа перед турбиной, МПа, ;

температура газа перед турбиной, ˚С, ;

частота вращения, с-1, ;

корневой диаметр, м, ;

эффективный угол сопловой решетки, ˚, ;

площадь зазора диафрагменного уплотнения, м2, ;

располагаемый теплоперепад газовой турбины, кДж/кг, ;

число ступеней в газовой турбине, ;

Расчет производится в следующей последовательности.

На первом этапе принимаем высоту сопловых лопаток м, по ней находим высоту рабочих лопаток, м:

, (113)

где - перекрыша, м, принимается в зависимости от высоты сопловых лопаток [21];

Средний диаметр ступени, м:

(114)

Степень реактивности ступени:

, (115)

где - степень реактивности в корневом сечении, принимается по [21], ; Оптимальное соотношение:

(116)

где - коэффициент скорости сопловой решетки по [21];

Теплоперепад ступени, кДж/кг:

(117)

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг:

(118)

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг:

(119)

Теоретическая скорость истечения из сопловой решетки, м/с:

(120)

Температура за сопловой решеткой, К:

, (121)

где - средняя теплоемкость газов определяется по [21], см формулу (38); Температура за рабочей решеткой, К:

(122)

Давление газа за сопловой решеткой, бар:

(123)

где - показатель адиабаты в газовой турбине,

(124)

Давление газа за рабочей решеткой, бар:

(125)

Удельный объем газа за сопловой решеткой, м3/кг:

(126)

Удельный объем газа за рабочей решеткой, м3/кг:

(127)

Площадь проходного сечения сопловой решетки, м2:

(128)

где - коэффициент расхода сопловой решетки, определяется по [21];

Уточняем высоту сопловой решетки, м:

, (129)

и пересчитываем формулы (113-129) для новой высоты сопловой решетки.

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

(130)

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

, (131)

где - показатель изоэнтропы для газа;

Число Маха по теоретической скорости выхода потока из сопловой решетки:

(132)

Абсолютная скорость выхода из сопловой решетки, м/с:

(133)

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

(134)

Угол входа газа в рабочую решетку:

(135)

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

(136)

Выходная площадь рабочей решетки, м2:

, (137)

где - коэффициент расхода рабочей решетки [21];

Относительная скорость на выходе из рабочей решетки, м/с:

, (138)

где - коэффициент скорости рабочей решетки [21];

Угол направления выхода потока из рабочей решетки:

(139)

Абсолютная скорость на выходе из рабочих лопаток, м/с:

(140)

Угол направления выхода из рабочих лопаток:

(141)

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

(142)

Число Маха по скорости выхода газа из рабочей решетки:

(143)

Потери в сопловой решетке, кДж/кг:

(144)

Потери в рабочей решетке, кДж/кг:

(145)

Энергия выходной скорости, кДж/кг:

(146)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

, (147)

где - коэффициент использования энергии выходной скорости в следующей ступени;

Относительный лопаточный КПД:

(148)

Относительные потери от утечек через диафрагменное уплотнение:

, (149)

где - число гребней диафрагменного уплотнения, обычно ;

Относительные потери от утечек через бандажные уплотнения:

(150)

где - периферийный диаметр ступени; - радиальный и осевой зазоры; ; z - число гребней бандажного уплотнения (обычно z = 2).

Абсолютные потери от утечек через уплотнения ступени, кДж/кг:

(151)

Относительные потери от трения:

(152)

где - коэффициент трения, зависит от режима течения в камере;

Абсолютные потери от трения, кДж/кг:

(153)

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

(154)

Внутренний относительный КПД ступени:

(155)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

(156)

Результаты расчета газовой турбины представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Результаты детального расчета ГТ

Наименование величины	Обозначение	Номер ступени
		1	2	3	4
Отношение скоростей	0,540,5710,620,705
Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг	222,12224,87229,05235,69
Средний диаметр ступени, м	1,641,7441,9122,205
Корневой диаметр ступени, м	1,405
Степень реактивности	0,2660,3430,4430,569
Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг	163,04147,75127,54101,47
Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг	59,0977,12101,51134,22
Окружная скорость, м/с	360,61383,49420,42485,01
Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с	571,03543,61505,06450,49
Выходная площадь сопловых лопаток, м2	0,26110,40340,66781,2235
Высота сопловых лопаток, м	0,2250,3270,4940,785
Скорость выхода газа из сопловых решеток, м/с	558,58532,06494,54441,25
Угол выхода газа из сопловых решеток, м/с	13
Относительная скорость газа на входе в рабочую решетку, м/с	222,53180,37127,09113,51
Угол входа потока в рабочую решетку	34,3841,5761,09119,02
Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с	409,5432,17468,15530,39
Выходная площадь рабочих лопаток, м2	0,40990,60090,92581,5336
Высота рабочих лопаток, м	0,2350,3390,5070,801
Скорость газа на выходе из рабочих лопаток, м/с	391,38413,21447,74507,39
Угол выхода потока из рабочей решетки	19,7718,8617,6916,04
Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с	132,59133,77136,2140,24
Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток	86,6786,7787,4188,93
Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки	0,7490,7570,7530,728
Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки	0,5480,6190,730,923
Потери в сопловой решетке, кДж/кг	7,036,215,264,12
Потери в рабочей решетке, кДж/кг	7,268,019,3411,94
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг	8,798,959,279,83
Внутренний относительный КПД ступени	0,9150,9190,920,915
Внутренняя мощность ступени, кВт	77940792428081382747

2.6 Детальный расчет ступеней ЦВД

Расчет ступеней ЦВД будем проводить по методике расчета унифицированных ступеней паровой турбины с короткими лопатками, с постоянным корневым диаметром, лопатками постоянного профиля, и оптимальным для каждой ступени отношением скоростей в корневом сечении. Методика расчета положена в основу подпрограммы расчета унифицированной ступени паровой турбины, текст которой приведен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.6.

Расчет производился по следующей методике.

Исходные данные к расчету унифицированной ступени:

- расход пара в ЦВД, кг/с, ;

начальная температура пара, ˚С, ;

корневой диаметр, м, ;

число оборотов, с-1, ;

эффективный угол входа в сопловую решетку, ;

площадь зазора диафрагменного уплотнения, м2, ;

располагаемый теплоперепад ЦВД, кДж/кг, ;

число ступеней в ЦВД, ;

На первом этапе зададимся степенью реактивности, ;

Отношение скоростей:

(157)

Фиктивная скорость, м/с:

(158)

Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг:

(159)

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг:

(160)

Энтальпия пара за сопловой решеткой, кДж/кг:

(161)

Давление пара за сопловой решеткой и его объем определяем по процессу расширения пара в ступени и справочнику [7].

Параметр:

, (162)

где - коэффициент расхода сопловой решетки, определяется по [21];

Высота сопловых лопаток, м:

(163)

Высота рабочих лопаток, м:

, (164)

где - перекрыша, принимается в зависимости от по [21]:

Средний диаметр ступени, м:

(165)

Уточненное значение степени реактивности:

(166)

После уточнения степени реактивности пересчитываем формулы (157-166).

Выходная площадь сопловых решеток, м2:

(167)

Теоретическая скорость выхода потока из сопловой решетки, м/с:

(168)

Скорость выхода пара из сопловой решетки, м/с:

, (169)

где - коэффициент скорости сопловой решетки, определяем по [21];

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

(170)

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг:

(171)

Энтальпия пара за рабочей решеткой, кДж/кг:

(172)

Давление пара за рабочей решеткой и его объем определяем по процессу расширения пара в ступени (рисунок 7) и справочнику [7].

Рисунок 7 - Процесс расширения пара в ступени

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

(173)

Угол входа пара в рабочую решетку:

(174)

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

, (175)

где - показатель изоэнтропы для пара;

Скорость звука в потоке пара за рабочей решеткой, м/с:

(176)

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

(177)

Числа Маха по скоростям выхода потока из сопловой решетки и из рабочей () определяются, соответственно, по формулам (132 и 143)

(178)

Угол направления скорости выхода потока из рабочей решетки:

, (179)

где - коэффициент расхода рабочей решетки, принимается по [21];

Выходная площадь рабочей решетки, м2:

(180)

Действительная скорость выхода пара из рабочей решетки, м/с:

, (181)

где - коэффициент скорости рабочей решетки, принимается по [21];

Абсолютная скорость на выходе из рабочих лопаток, м/с:

(182)

Угол направления выхода из рабочих лопаток:

(183)

Потери в сопловой решетке, кДж/кг:

(184)

Потери в рабочей решетке, кДж/кг:

(185)

Энергия выходной скорости, кДж/кг:

(186)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

, (187)

где - коэффициент использования энергии выходной скорости в следующей ступени;

Относительный лопаточный КПД:

(188)

Относительные потери от утечек через диафрагменное уплотнение:

, (189)

где - число гребней диафрагменного уплотнения, обычно ;

Относительные потери от утечек через бандажные уплотнения:

(190)

Абсолютные потери от утечек через уплотнения ступени, кДж/кг:

(191)

Относительные потери от трения:

(192)

где - коэффициент трения, зависит от режима течения в камере;

Абсолютные потери от трения, кДж/кг:

(193)

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

(194)

Внутренний относительный КПД ступени:

(195)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

(196)

Результаты расчета сведены в таблицу 10 и таблицу 11.

Таблица 10 - Детальный расчет ЦВД (первый отсек)

Наименование величины	Обозначение	Номер ступени
		1	2	3	4	5	6	7	8
Отношение скоростей	0,478
Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг	43,94
Средний диаметр ступени, м	0,9460,950,9550,9610,9680,9760,9840,995
Корневой диаметр ступени, м	0,903
Степень реактивности	0,1250,1330,1410,1510,1610,1730,1870,202
Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг	38,4538,1137,7537,3436,8736,3435,7635,09
Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг	5,525,856,216,627,097,628,218,88
Окружная скорость, м/с	148,53149,26150,05150,96152,03153,26154,64156,27
Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с	277,31276,09274,77273,29271,55269,59267,42264,91
Выходная площадь сопловых лопаток, м2	0,02410,02680,02990,03340,03760,04250,0480,0547
Высота сопловых лопаток, м	0,0420,0470,0520,05800,650,0730,0810,092
Скорость выхода пара из сопловых решеток, м/с	269,12268,2267,91265,91264,42262,7260,75258,44
Угол выхода пара из сопловых решеток, м/с	11
Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с	126,53124,97123,22121,2118,78116112,87109,19
Угол входа потока в рабочую решетку	23,9424,1724,4424,7525,1425,626,1526,85
Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с	164,44165,29166,17167,13168,22169,43170,75172,27
Выходная площадь рабочих лопаток, м2	0,04530,05020,05570,06150,06830,07610,08770,0993
Высота рабочих лопаток, м	0,0450,050,0560,0610,0680,0760,0850,096
Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с	156,38157,28158,21159,2160,31161,53162,85164,37
Угол выхода потока из рабочей решетки	19,5319,5519,3919,4519,4819,4619,3319,3
Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с	52,352,6552,5353,0353,4953,8253,9154,36
Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток	91,6191,4891,3291,3491,3991,4391,5391,71
Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки	0,410,4130,4170,420,4240,4270,4310,434
Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки	0,2430,2480,2520,2570,2630,2690,2760,283
Потери в сопловой решетке, кДж/кг	2,242,152,071,991,911,841,761,69
Потери в рабочей решетке, кДж/кг	1,291,291,291,291,31,311,321,33
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг	1,371,391,381,411,431,451,451,48
Внутренний относительный КПД ступени	0,890,8940,8980,9020,9050,9080,9110,914
Внутренняя мощность ступени, кВт	5328,85353,65377,65398,55418,75437,55455,75471,7

Таблица 11 - Детальный расчет ЦВД (второй отсек)

Наименование величины	Обозначение	Номер ступени
		9	10	11	12	13	14	15	16
Отношение скоростей	0,478
Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг	43,97
Средний диаметр ступени, м	1,0071,0211,0381,0591,0841,1141,1521,201
Корневой диаметр ступени, м	0,903
Степень реактивности	0,2190,2390,2610,2870,3160,3490,3870,431
Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг	34,3333,4732,4831,3630,0928,6326,9325,02
Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг	9,6410,511,4812,613,8815,3417,0318,95
Окружная скорость, м/с	158,18160,44163,12166,33170,22174,97181,01188,59
Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с	262,03258,71254,88250,45245,3239,29232,1223,69
Выходная площадь сопловых лопаток, м2	0,06270,07240,08430,9890,11720,14080,17220,2141
Высота сопловых лопаток, м	0,1040,1180,1350,1560,1810,2110,2490,297
Скорость выхода пара из сопловых решеток, м/с	255,77252,65249,02244,79239,84234,04227,08218,91
Угол выхода пара из сопловых решеток, м/с	11
Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с	104,9299,9694,1987,4779,6770,6660,2749,36
Угол входа потока в рабочую решетку	27,7228,8330,332,2735,0639,1945,9657,8
Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с	174,01176,04178,43181,27184,68188,86194,15200,83
Выходная площадь рабочих лопаток, м2	0,1130,12940,14910,17310,20260,240,2880,3502
Высота рабочих лопаток, м	0,1090,1230,1410,1630,1890,220,2590,308
Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с	166,09168,08170,41173,17176,47180,5185,6192,01
Угол выхода потока из рабочей решетки	19,0619,0118,7718,5318,2818,0417,7317,37
Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с	54,2654,7854,8855,1155,4856,156,857,72
Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток	91,9392,2592,6793,2193,8894,7195,796,86
Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки	0,4370,440,4430,4450,4460,4460,4450,443
Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки	0,2910,3010,3110,3230,3380,3550,3760,402
Потери в сопловой решетке, кДж/кг	1,621,551,481,41,321,241,151,06
Потери в рабочей решетке, кДж/кг	1,351,371,41,441,481,541,621,73
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг	1,471,51,511,521,541,571,611,67
Внутренний относительный КПД ступени	0,9170,9190,9210,9230,9250,9260,9270,927
Внутренняя мощность ступени, кВт	5488,75502,15516,25528,55538,5546,555515551

2.7 Детальный расчет ступеней ЦНД

Для ЦНД выбрана двухпоточная симметричная схема. Расчет будет проводиться по одному потоку. Исходными данными к расчету являются:

- расход пара на один поток, кг/с, ;

начальное давление, МПа, ;

начальная энтальпия (энтальпия за точкой смешения), кДж/кг, ;

число оборотов, с-1, ;

корневой диаметр ступени, м, ;

площадь зазора диафрагменного уплотнения, м2, ;

располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг, ;

число ступеней, ;

Методика расчета ступени ЦНД описывается ниже, а текст подпрограммы приведен в ПРИЛОЖЕНИИ А, листинг А.7.

На первом этапе принимаем высоту сопловых лопаток м, по ней находим высоту рабочих лопаток, м:

, (197)

где - перекрыша, м, принимается по [21];

Средний диаметр ступени, м:

(198)

Степень реактивности ступени:

, (199)

где - степень реактивности в корневом сечении, принимается по [21], ;

Оптимальное соотношение:

(200)

где - коэффициент скорости сопловой решетки по [21];

Теплоперепад ступени, кДж/кг:

(201)

Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг:

(202)

Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг:

(203)

Теоретическая скорость истечения из сопловой решетки, м/с:

(204)

Энтальпия за сопловой решеткой, К:

, (205)

Давление пара за сопловой решеткой и его объем определяем по процессу расширения пара в ступени (рисунок 7) и справочнику [7].

Энтальпия за рабочей решеткой, К:

(206)

Площадь проходного сечения сопловой решетки, м2:

(207)

где - коэффициент расхода сопловой решетки, определяется по [21];

Уточняем высоту сопловой решетки, м:

, (208)

и пересчитываем формулы (197-208) для новой высоты сопловой решетки.

Окружная скорость на среднем диаметре, м/с:

(209)

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

, (210)

где - показатель изоэнтропы для влажного пара;

Число Маха по теоретической скорости выхода потока из сопловой решетки:

(211)

Абсолютная скорость выхода из сопловой решетки, м/с:

(212)

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

(213)

Угол входа пара в рабочую решетку:

(214)

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

(215)

Выходная площадь рабочей решетки, м2:

, (216)

где - коэффициент расхода рабочей решетки [21];

Относительная скорость на выходе из рабочей решетки, м/с:

, (217)

где - коэффициент скорости рабочей решетки [21];

Угол направления выхода потока из рабочей решетки:

(218)

Абсолютная скорость на выходе из рабочих лопаток, м/с:

(219)

Угол направления выхода из рабочих лопаток:

(220)

Скорость звука в потоке пара за рабочей решеткой, м/с:

(221)

Число Маха по скорости выхода пара из рабочей решетки:

(222)

Потери в сопловой решетке, кДж/кг:

(223)

Потери в рабочей решетке, кДж/кг:

(224)

Энергия выходной скорости, кДж/кг:

(225)

Располагаемая энергия ступени, кДж/кг:

, (226)

где - коэффициент использования энергии выходной скорости в следующей ступени;

Относительный лопаточный КПД:

(227)

Относительные потери от утечек через диафрагменное уплотнение:

, (228)

где - число гребней диафрагменного уплотнения, обычно ;

Относительные потери от утечек через бандажные уплотнения:

(229)

Абсолютные потери от утечек через уплотнения ступени, кДж/кг:

(230)

Относительные потери от трения:

(231)

где - коэффициент трения, зависит от режима течения в камере;

Абсолютные потери от трения, кДж/кг:

(232)

Относительные потери от влажности:

(233)

где - степень влажности перед и за ступенью, ;

- степень сухости;

Потери от влажности, кДж/кг:

(234)

Использованный теплоперепад ступени, кДж/кг:

Внутренний относительный КПД ступени:

(236)

Внутренняя мощность ступени, кВт:

(237)

Результаты детального расчета ЦНД сведены в таблицу 12.

Таблица 12 - Результаты детального расчета ЦНД

Наименование величины	Обозначение	Номер ступени
		1	2	3	4	5
Отношение скоростей	0,5450,580,6260,6420,667
Располагаемый теплоперепад ступени, кДж/кг	123,94125,4128,2135,38151,72
Средний диаметр ступени, м	1,7741,8992,0752,1842,402
Корневой диаметр ступени, м	1,6
Степень реактивности	0,2110,3020,4050,4570,543
Теплоперепад сопловой решетки, кДж/кг	97,7687,5376,2873,4869,36
Теплоперепад рабочей решетки, кДж/кг	26,1737,8651,9261,982,36
Окружная скорость, м/с	278,68298,25325,93343,01377,32
Теоретическая скорость выхода из сопловой решетки, м/с	442,19418,41390,59383,35372,45
Выходная площадь сопловых лопаток, м2	0,1330,2450,4831,0212,32
Высота сопловых лопаток, м	0,1670,2880,4620,570,786
Скорость выхода пара из сопловых решеток, м/с	432,27409,45382,44375,41364,81
Угол направления скорости выхода пара из сопловых решеток	8,188,219,2315,1523,02
Относительная скорость пара на входе в рабочую решетку, м/с	161,38121,9380,15100148,6
Угол входа потока в рабочую решетку	22,4128,6549,9678,84106,24
Теоретическая скорость выхода из рабочей решетки, м/с	279,99300,97332,05365,79432,2
Выходная площадь рабочих лопаток, м2	0,2450,4360,8181,7213,81
Высота рабочих лопаток, м	0,1740,2990,4750,5840,802
Скорость пара на выходе из рабочих лопаток, м/с	267,5287,75317,58349,89413,47
Угол выхода потока из рабочей решетки	14,6214,1715,3125,4540,15
Абсолютная скорость выхода из рабочей решетки, м/с	70,3673,0186,13152,78273,54
Абсолютный угол выхода из рабочих лопаток	106,37105,29103,17100,21102,94
Число Маха по скорости выхода из сопловой решетки	0,9870970,9410,9640,977
Число Маха по скорости выхода из рабочей решетки	0,630,7070,8160,9421,172
Потери в сопловой решетке, кДж/кг	4,333,713,153,012,82
Потери в рабочей решетке, кДж/кг	3,423,894,75,697,92
Потеря с выходной скоростью, кДж/кг	2,482,673,7111,6737,41
Внутренний относительный КПД ступени	0,90,8890,8550,8150,745
Внутренняя мощность ступени, кВт	8778,88772,68623,98677,58886,6

2.8 Определение мощности и коэффициента полезного действия ПГУ

конденсационный электростанция котел утилизатор

Мощность ПГУ брутто:

, (238)

Мощность ПГУ нетто:

, (239)

где - затраты электроэнергии на собственные нужды, ;

КПД производства электроэнергии:

, (240)

где - тепло, подведенное в камере сгорания, кВт:

, (241)

3. Общая часть

.1 Схема газового хозяйства

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

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

Схема газового хозяйства представлена на рисунке 8.

В ГРП имеются рабочие нитки газопровода, нитки малого расхода, включаемые при малом потреблении газа, и резервная нитка с ручным управлением арматурой. На рабочих нитках и нитках малого расхода устанавливают автоматические регуляторы давления и защитные регуляторы «после себя». При заполнении газом газопроводы должны продуваться им через сбросные свечи до вытеснения всего воздуха, а при освобождении от газа продуваться воздухом до вытеснения всего газа. Эти требования обусловлены тем, что при объемной концентрации природного газа в воздухе 5÷15% образуется взрывоопасная смесь. Из сбросных свечей газ выпускается в места, откуда он не может попасть в здания, и где исключена возможность его воспламенения от какого-либо источника огня. На газопроводах устанавливается только стальная арматура. Схема газового хозяйства представлена на листе 8 графической части.

- запорная задвижка; 2 - расходомер; 3 - фильтр; 4 - регулятор давления; 5 - предохранительный клапан; 6 - байпасная линия; 7 - регулятор расхода газа; 8 - импульсный отсечный быстродействующий клапан; 9 - пробковый кран.

Рисунок 8 - Схема газового хозяйства ГРЭС

3.2 Техническое водоснабжение ГРЭС

Для ГРЭС с ПГУ наиболее рациональным решением технического водоснабжения оказываются оборотные системы с градирнями. Преимущество градирен по сравнению с водохранилищами-охладителями является достижение сравнительно высокого эффекта охлаждения циркуляционной воды при значительно меньших площадях. На рисунке 9 изображена принципиальная схема оборотного водоснабжения станции с башенными градирнями капельного типа. Согласно рекомендациям [5], количество градирен устанавливаемых на станции должно быть не менее двух. Из разработанных институтом «Атомтеплоэлектропроект» проектов типовых градирен выбираем градирни (рисунок 10) с площадью орошения м2 и производительностью м3/ч. В таблице 13 приведен ориентировочный сводный баланс расхода воды на ГРЭС (на один блок), согласно рекомендациям [5].

Рисунок 9 - Принципиальная схема оборотного водоснабжения с капельными башенными градирнями:

- напорный трубопровод; 2 - распределительный лоток; 3 - разбрызгивающие розетки; 4 - оросительная система из реек; 5 - сборный бассейн; 6 - вытяжная труба; 7 - самотечный перепускной канал; 8 - водоприемный колодец; 9 - продувочная воронка; 10 - воронка для введения хлорной извести; 11 - поплавковый указатель уровня; 12 - обратный клапан.

Рисунок 10 - Типовая градирня площадью орошения 4000 м2 (по АТЭП), с железобетонной башней.

Таблица 13 - Сводный баланс расхода воды

Наименование	Ориентировочная оценка	Расход воды
Конденсация пара, м3/ч	35D	23450
Газо и маслоохлаждение, м3/ч	2,5D	1675
Охлаждение подшипников, м3/ч	0,3D 201
Питание котлов, м3/ч	0,15D	100
Хозяйственные нужды, м3/ч	0,05D	33

где - расход свежего пара на турбину, т/ч.

3.3 Охрана окружающей среды

Высота и количество устанавливаемых труб производится таким образом, чтобы загрязнение приземного слоя воздуха не превышало предельно допустимую концентрацию вредных примесей.

Выбросы оксидов азота, г/с:

, (242)

где - зависит от номинальной и фактической нагрузок, ;

- суммарный расход топлива на станции, кг/с;

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

- коэффициент, учитывающий мероприятия по подавлению оксидов азота в топке (принимается в пределах (0,9-0,5));

;

Приведенная масса вредных примесей, г/с:

, (243)

;

Минимально допустимая высота дымовой трубы для ПГУ сжигающих природный газ принимается на 10÷20 метров выше конька самого высокого здания. Это обусловлено снижением количества выбросов, благодаря использованию микрофакельных горелок в камере сгорания.

3.4 Генеральный план

Генеральный план - план размещения на выбранной производственной площадке электростанции ее основных и вспомогательных сооружений. Генеральный план электростанции включает следующие производственные и подсобные здания и сооружения:

главный корпус;

- помещения для деаэраторов;

щиты управления;

топливоподача, состоящая из газораспределительного устройства;

мазутное хозяйство;

распределительное устройство генераторного напряжения, повышающие трансформаторы и распределительные устройства обычного открытого типа;

дымовые трубы;

химводоотчистку;

систему технического водоснабжения;

здания и сооружения подсобного назначения: мастерские, склады, гараж, пожарная охрана, а также железнодорожные пути, автомобильные дороги, устройства водоснабжения, канализации.

На территории ГРЭС расположены: пожарное депо, автохозяйство, административно - бытовой корпус и другие вспомогательные сооружения. Все здания и сооружения размещаются, как правило, в пределах основной ограды электростанции. Между зданиями и сооружениями предусмотрены пожарные разрывы и проезды.

К помещениям газотурбинного отделения и котлотурбинного отделения, к открытому распределительному устройству ГРП, топливоподачи, сливному устройству мазутного хозяйства и различным складам подведены железнодорожные пути и автомобильные дороги. На территории электростанции высаживаются зеленые насаждения. Вся территория обнесена забором. Генеральный план ГРЭС представлен на втором листе графической части.

3.5 Компоновка главного корпуса

На проектируемой ГРЭС устанавливается четыре блока с двумя газовыми турбинами ГТЭ-150 и паровой турбиной К-150-8/0,7 и двумя котлами-утилизаторами.

Главный корпус разделен на два цеха: газотурбинный цех и котлотурбинный цех. В газотурбинном цеху устанавливаются две газотурбинные установки ориентированные перпендикулярно продольной оси помещения. Газотурбинный цех трехпролетный, суммарный пролет составляет 39 метров, а максимальная высота - 23,1 метра. В котлотурбинном цеху располагаются два котла-утилизатора и паровая турбина, а также деаэратор и питательные насосы. КУ ориентированы также, перпендикулярно продольной оси цеха, симметрично ГТУ, между КУ делается пролет 12 метров, куда помещаются деаэратор и питательные насосы. Паровая турбина расположена параллельно продольной оси главного корпуса в четырехпролетном помещении. Пролет котлотурбинного цеха 33 м, его высота 41 м.

4. Безопасность проектируемого объекта

Основой безопасного производства является соблюдение нормативных документов, ГОСТ, инструкции по охране труда, правила безопасности и т.д.

Правовую основу охраны труда составляют нормативные акты, имеющие различную юридическую силу.

К основным документам законодательно- нормативной базы по охране труда относятся: Конституция РФ, статья 7 и 37;

Федеральный закон «Об обязательном социальном страховании от

несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваниях» от 24 июля 1998г. № 125- ФЗ;

Трудовой кодекс от 30.12.2001г № 197- ФЗ;

ГОСТ 12.0.006.02 «Управление охраны труда в организации»;

ПБ 03-576-03.

Инструкции: по охране труда; по пожарной безопасности и электробезопасности т.д.

4.1 Общая характеристика проектируемого объекта

В турбинном цехе установлены газотурбинные установки ГТУ 150, паровые турбины К-150 и вспомогательное оборудование (насосы, деаэраторы питательной воды и т.д.). Для безопасного обслуживания оборудования предусматриваются постоянные площадки и лестницы с ограждениями. Технологический процесс заключается в превращении потенциальной энергии острого пара в механическую энергию вращения ротора турбины, механический момент передается от ротора турбины ротору генератора и в генераторе в соответствии с законом Джоуля-Ленца механическая энергия превращается в электрическую. Работа оборудования сопровождается шумом, вибрацией, излучением тепла и т.п.

4.2 Объемно-планировочное решение проектируемого объекта

Параметры помещения: общий объём турбинного цеха 1200000 м3, средняя высота 30 м, при этом площадь производственного помещения на одного рабочего превышает 4 м2, а объём 30 м3. Здание турбинного цеха перекрывается профилированным металлическим листом с битумным покрытием, стены сборные, панели толщиной 0,3 м.

Ширина проходов и проездов между наиболее выступающими габаритами оборудования принята в соответствии с нормами технологического проектирования и правилами безопасности (СНиП 31-01-2003).

Расположение турбогенераторов в цехе - поперечное. Турбина и генератор располагаются на общей отметке обслуживания (отметка 12). Все подогреватели, трубопроводы располагаются на 3 и 6 отметках обслуживания, ниже турбоагрегата.

Ширина прохода от фронтальной стенки до генератора составляет 5 м , ширина прохода от головной части турбины до стены котельного отделения составляет 7 м.

Прямо под генератором на нулевой отметке обслуживания проходят производственные ж/д пути.

Переход между отметками осуществляется по лестницам. Ширина лестничных проходов равна 0.6 м. Высота ограждений- 1 м.

Стена со стороны генератора выполняется максимально остекленной, для улучшения освещения в светлое время суток.

Все трубопроводы, расположенные в зоне обслуживания, имеют изоляцию для предотвращения ожогов обслуживающего персонала.

Источники повышенной вибрации: электродвигатели, насосы располагаются на нулевой отметке обслуживания.

Вдоль всего цеха на нулевой и двенадцатой отметке обслуживания проходят сети внутреннего противопожарного трубопровода.

Места входа и выхода из здания людей оборудованы указательными табличками с подсветкой в темное время суток. Для эвакуации имеются два эвакуационных выхода в различных концах отделения.

4.3 Анализ и устранение потенциальных опасностей и вредностей

При эксплуатации и ремонте основного и вспомогательного оборудования могут возникнуть следующие опасные ситуации:

захват спецодежды движущимися частями оборудования, ранения об остроконечный рабочий инструмент;

тепловые ожоги;

поражение электрическим током;

воздействие вибраций, производственного шума, инфра- и ультразвука на организм;

воздействие вредных веществ, содержащихся в воздухе рабочей зоны;

воздействие электромагнитных полей и излучений;

аварийные ситуации связанные с нарушением взрывопожаробезопасности, с сосудами, работающими под давлением.

Во избежание всего этого на персонал возлагается обязанность неукоснительно соблюдать требования инструкции по охране труда и правила техники безопасности. С персоналом должны регулярно проводиться занятия и тренировки с периодическим контролем знаний требований инструкции по охране труда и правил техники безопасности.

4.4 Опасность поражения электрическим током

Турбинный цех, согласно правилам устройства электроустановок (ПУЭ), относится к помещению с повышенной опасностью с рабочим напряжением от 0,4 до 6 кВ. Для защиты от поражения электрическим током предусматривается согласно ГОСТ 50571.8-94 "Требования обеспечения безопасности. Общие требования по применению мер защиты для обеспечения безопасности"

рабочая изоляция;

недоступность токоведущих частей (используются осадительные средства - кожух, корпус, электрический шкаф, использование блочных схем и т.д.);

блокировки безопасности (механические, электрические);

малое напряжение: для локальных светильников (36 В), для особоопасных помещений и вне помещений; 12 В используется во взрывоопасных помещениях;

предупредительная сигнализация, знаки и плакаты безопасности;

меры ориентации (использование маркировок отдельных частей электрического оборудования, надписи, предупредительные знаки, разноцветная изоляция, световая сигнализация);

индивидуальные средства защиты;

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

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

К общей системе заземления подключают все металлические нетоковедущие части оборудования, которые могут оказаться под напряжением вследствие замыкания на корпус.

4.5 Опасность атмосферного электричества

Район расположения ГРЭС по интенсивности грозовой деятельности характеризуется как умеренный (с пиком грозовой активности в июне-июле месяце).

Опасность поражения молнией зданий и сооружений заключается:

в первичном проявлении, т.е. прямом ударе молнии;

во вторичном проявлении, т.е. электростатической и электромагнитной индукции (возникновения разности потенциалов и искрения на металлических конструкциях, оборудовании, трубопроводах и т.д.);

в заносе высокого потенциала по проводам линий электропередач, токопроводящим коммуникациям, рельсам и др.

Мероприятия по защите от молний определяются Указаниями по проектированию и устройству молнезащиты зданий и сооружений (СО 153-34.21.122-2003). Здания турбинного цеха относятся ко второй категории, защита осуществляется как отдельно стоящими молниеотводами, так и молниеотводами, устанавливаемыми на защищаемых объектах.

4.6 Электромагнитные поля, статическое электричество, ионизирующие излучения

К источникам электромагнитных излучений на производстве относятся линии электропередач, трансформаторы, антенны, устройства защиты и автоматики и другое оборудование.

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

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

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

Таблица 13 - Предельно допустимые уровни (ПДУ) напряженности в условиях воздействия электрических полей 50 Гц.

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

Мероприятия по защите от воздействия электромагнитных полей:

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

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

защита расстоянием (60 - 80 мм от экрана);

метод экранирования рабочего места или источника излучения электромагнитного поля;

рациональная планировка рабочего места относительно истинного излучения электромагнитного поля;

применение средств предупредительной сигнализации;

применение средств индивидуальной защиты.

4.7 Опасность травмирования движущимися частями машин и механизмов

При эксплуатации узлов и деталей (валов, муфт, осей, шестерен) различных машин и механизмов возможно травмирование человека движущимися частями этих механизмов.

Причины разнообразны:

выход движущихся частей за установленные пределы;

биение или неправильная установка узлов;

динамическая перегрузка механизмов;

несоблюдение инструкций по эксплуатации, или нарушение правил техники безопасности.

К таковым механизмам на ГРЭС относятся: вращающиеся муфты электродвигателей, приводы и исполнительные механизмы, другое оборудование. Для исключения травмирования и возможности случайного попадания человека в опасную зону устанавливаются ограждения, предохранительные устройства, различные блокировки и сигнализации согласно ГОСТ 12.3.002.ССБТ "Оборудование производственное. Ограждение защитное", ГОСТ12.2.062.ССБТ "Процессы производственные. Общие требования безопасности".

4.8 Тепловые излучения и опасность термического ожога

В турбинном цехе в результате технологического процесса имеет место тепловое (инфракрасное) излучение от трубопроводов и обмуровки.

В соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96 интенсивность облучения (Е0) меньше или равна 100 Вт/м2. Время пребывания на рабочих местах при отклонении температуры воздуха от допустимых величин регламентируют СанПиН 2.2.4.548-98. На рабочих местах, связанных с выделением тепла, предусматривается согласно ГОСТ 12.4.123:

теплозащитные экраны в районе мест, где наблюдается сильное выделение тепла;

тепловая изоляция (температура наружной поверхности не более 45°С);

охлаждение теплоизлучающих поверхностей;

сигнальная окраска трубопроводов (соответствует правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды);

аэрация и воздушное душирование;

спецодежда в соответствии с нормами;

вентиляция.

В таблице 14 приведены допустимые величины интенсивности теплового облучения поверхности тела работающих от производственных источников в соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96.

Таблица 14 - Допустимые величины интенсивности теплового облучения поверхности тела, работающих, от производственных источников.

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

4.9 Производственная санитария. Микроклимат

Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений регламентируются в соответствии с СанПиН 2.2.4.548-96 «Санитарные правила и нормы. Гигиенически требования к микроклимату производственных помещений».

Для создания благоприятных условий работы в турбинном цехе используется естественная вентиляция через оконные проемы и двери, искусственная вентиляция (приточно-вытяжная), состоящая из систем воздуховодов, вентиляторов для забора воздуха, калориферов. Отопление цеха в холодное время года осуществляется калориферами и нагревательными приборами, в соответствии со СНиП 41-01-03 «Отопление, вентилирование и кондиционирование воздуха».

Для оценки воздействия параметров микроклимата в целях осуществления мероприятий по защите работающих от возможного перегревания используется интегральный показатель тепловой нагрузки среды (ТНС). На блочном щите управления (БЩУ) поддерживать оптимальные показатели микроклимата, где находятся рабочие места машинистов турбин и старшего машиниста. Перепады температур воздуха на БЩУ по высоте и горизонтали, а также изменение температур изменение температуры воздуха в течение смены при обеспечении оптимальных величин не должны превышать 20оС. Это достигается кондиционированием помещения.

Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах представлены в таблице. Интегральный показатель тепловой нагрузки при категории работ 11а равен 21.5-25.8 оС.

Таблица 15 - Оптимальные величины показателя микроклимата на рабочих местах

Период года	Категория работ по уровню энергозатрат	Температура воздуха, оС	Температура поверхности, оС	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный	11а	19-21	18-22	60-40	0.2
Теплый	11а	20-22	19-23	60-40	0.2

Таблица 16 - Допустимые величины показателей микроклимата на рабочих местах

Период года	Категория работ по уровню энегрозатрат	Температура воздуха, оС		Температура поверхности, оС	Относительная влажность воздуха, %	Скорость движения воздуха, м/с
		Диапазон ниже оптимальных значений	Диапазон выше оптимальных значений			Диапазон ниже оптимальных значений	Диапазон выше оптималь-ных значений
Холодный	11а	17-18.9	21.1-23	16-24	15-75	0.1	0.3
Теплый	11а	18-19.9	22.1-27	17-28	15-75	0.1	0.4

Таблица 17 - Рекомендуемые величины интегрального показателя ТНС для профилактики перегревания организма

Категория работ по уровню энергозатрат	Величины интегрального показателя, 0С
IIа	20,5-25,1

4.10 Освещение

Гигиенические нормы и требования к освещению регламентируются СанПиН 2.2.1 /2.1.1.1278-03 "Естественное и искусственное освещение" и СНиП 23-05-95. В цехе применяется совмещённое освещение (сочетание естественного и искусственного). Естественное освещение - освещение дневным светом через боковые оконные проёмы. По конструктивному исполнению в цехе применяется комбинированное естественное (сочетание верхнего и бокового) освещения. В тёмное время суток применяется искусственное освещение.

Источники освещения:

лампы типа ДРЛ-250, ДРЛ-500, НГ-30, ЛБ-40;

- светильники следующих видов: ОД, Гс, Астра.

Искусственное освещение применяется следующих видов:

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

- дежурное и охранное (вдоль границы территории);

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

эвакуационное (0.5 лк в зданиях и 0.2 лк вне зданий) по основным проходам и лестничным клеткам.

Таблица 18 - Нормы освещения по СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение»

Наименование объекта	Характер работы	Размер объекта различения, мм	Коэффициент естественной освещённости, %		Нормируемая освещённость при искусственном освещении, лк		Тип светильника, мощность, тип источника света
			комбинированное освещение	Боковое освещение	Комбини-рованная	Боковое освещение
Турбинный цех	Наблюдение за технологическим процессом (разряд VI)	Более 5	1,8	0,6	-	200	ЛДЦ 80 ПВЛМ
Шкалы измерительных приборов	Наблюдение за показ. приборов (разряд IVг)	2,4	0,9	200	400	ЛДЦ 80 ПВЛМ

4.11 Вредные вещества в воздухе рабочей зоны

В атмосферу турбинного отделения может попасть гидразингидрат, применяемый для удаления кислорода из питательной воды и др. Токсические характеристики веществ по ГН 2.2.5.1313-03 приведены в таблице 19

Для защиты от этих вредных веществ, предусматривается:

– автоматизация и механизация процессов, сопровождающихся выделением вредных веществ;

– средства индивидуальной защиты;

– герметизация оборудования;

– местная вытяжная вентиляция и общая вентиляция.

Таблица 19 - Характеристика токсичных веществ ГН 2.2.5.1313-03

Наименование вещества	Агрегатное состояние	Характер действия	ПДК, мг/м3	Класс опасности по ГОСТ 12.1.005-88
Иввиоль	жидкость	Обладает паралитическим действием	1,5	3
Гидразингидрат	раствор	Паралитическое действие	0.1	1

4.12 Производственный шум

Основным, вредным фактором является шум, который вызываются работой турбоагрегатов, деаэраторов, генераторов, трубопроводов и насосов. Для предотвращения вредных воздействий шума в соответствии с СН 2.2.4/2.1.8.562-96 применяется ряд методов снижения шума ГОСТ 12. 1. 003:

· рациональное размещение оборудования;

· своевременный плановый и предупредительный ремонт оборудования;

· звукопоглощающая облицовка;

· звукоизолирующие кожухи, экраны, кабины;

· использование индивидуальных средств защиты (наушники, беруши, комбинированные каски с наушниками и т. д.);

· дистанционное управление шумным оборудованием;

· установка глушителей трубчатого типа в системах приточной вентиляции и кондиционирования воздуха.

Технические требования регламентируют следующие документы:

СНиП 23-03-03 "Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки";

СанПиН 2.2.4/2.1.8.582-96 «Гигиенические требования при работах с источниками воздушного и контактного ультразвука промышленного, медицинского и бытового назначения».

Допустимые уровни звукового давления в активных полосах частот, уровни звука на рабочих местах приведены в таблице 5.9.

Таблица 20 - Допустимые уровни звукового давления по СНиП 23-03-03 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки »

Назначение помещения	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц									Уровни звука и эквивалентные уровни звука,дБ
	31.5	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Помещения с постоянными рабочими местами производственных предприятий.	107	95	87	82	78	75	73	71	69	80
Рабочие помещения диспетчерских служб, кабины наблюдения и дистанционного управления с речевой связью по телефону.	96	83	74	68	63	60	57	55	54	65

4.13 Производственная вибрация

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

рациональное размещение оборудования;

- своевременный плановый и предупредительный ремонт оборудования;

вибропоглащающие фундаменты, виброизоляция;

вибродемпфирующие материалы на оборудование;

дистанционное управление вибрирующим оборудованием.

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

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

Зависимость вибрации на рабочем месте от частоты представлена в таблице 21.

Таблица 21 - Допустимые уровни вибрации

Источник вибрации	Уровни виброскорости, м/с
Среднеквадратичные частоты	1	2	4	8	16	31,5	63	125
Технологическая вибрация	-	108	99	92	92	92	-	-

4.14 Предупреждение аварий и взрывов технологического оборудования

Для предупреждения аварий и взрывов технологического оборудования необходимо исключить:

ü тепловые и механические перегрузки оборудования (парогенераторов и турбин);

ü нарушение режима работы оборудования;

ü неисправности контрольно-измерительных приборов и средств диспетчеризации технологического управления.

Данный технологический процесс производства электроэнергии и тепловой энергии должен вестись в строгом соответствии с:

ПТЭ электростанций и сетей;

ПБ 03-576-03 Правилами устройств и безопасности эксплуатации сосудов, работающих под давление;

ПТБ при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей.

4.15 Обеспечение взрывопожарной безопасности

Для обеспечения пожарной безопасности в машинном зале по СНиП 21-01-97 "Пожарная безопасность зданий и сооружений" предусматривается степень огнестойкости здания II. Максимальные пределы огнестойкости конструкций для II класса огнестойкости представлены в таблице 22.

Таблица 22 - Максимальные пределы огнестойкости конструкций

Степень огнестойсти здания	Максимальные пределы огнестойкости конструкций, минут
	Несущие элементы	Наружные стены	Перекрытия	Перекрытия безчердачные	Лестничные клетки
					Площадки, стены	Марши лестниц
II	R45	RЕ15	RЕJ45	RЕ15	RЕJ90	R45

Источником возникновения пожара может явиться турбинное масло и водород. Их характеристика приведена в таблице 23.

Таблица 23 - Пожароопасные свойства веществ

Наименование вещества	Пожаро-опасность	Плотность, г/м3	Нижний концентрационный предел распространения пламени (НКПР), %	Верхний концентрационный предел распространения пламени (ВКПР), %	Температура воспла-менения, °С
Турбинное масло	ГЖ	-	14,8	15,8	400
Водород	ГГ	0,083	4	75	510

Турбинный цех по пожарной безопасности относится к категории А (HПБ-105-03), по степени огнестойкости II.

Для пожарной безопасности предусматривается согласно ППБ 01-03 ГОСТ 12.1.004-91:

эвакуационные выходы;

- внутренний и наружный пожарные водопроводы.

Организационно-технические мероприятия должны включать:

организацию пожарной охраны, организацию ведомственных служб пожарной безопасности в соответствии с законодательством РФ;

- паспортизацию веществ, материалов, изделий, технологических процессов, зданий и сооружений объектов в части обеспечения пожарной безопасности;

привлечение общественности к вопросам обеспечения пожарной безопасности;

организацию обучения работающих правилам пожарной безопасности на производстве, а населения - в порядке, установленном правилами пожарной безопасности соответствующих объектов пребывания людей;

разработку и реализацию норм и правил пожарной безопасности, инструкций о порядке обращения с пожароопасными веществами и материалами, о соблюдении противопожарного режима и действиях людей при возникновении пожара;

изготовление и применение средств наглядной агитация для обеспечения пожарной безопасности;

порядок хранения веществ и материалов, тушение которых недопустимо одними и теми же средствами, в зависимости от их физико-химических и пожароопасных свойств;

нормирование численности людей на объекте по условиям безопасности их при пожаре;

разработку мероприятий по действиям администрации, рабочих, служащих и населения на случай возникновения пожара и организацию эвакуации людей;

основные виды, количество, размещение и обслуживание пожарной техники.

Применяемая пожарная техника должна обеспечивать эффективное тушение пожара (загорания), быть безопасной для природы и людей.

Так же для борьбы с масляными пожарами предусматривается применение огнестойких жидкостей, например применение масла ОМТИ. В системе смазки и регулирования напорные маслопроводы, находящиеся в зоне высоких температур, помещаются в специальные защитные короба, выполненные из листовой стали толщиной не менее 3 мм. Все зоны скопления масляных паров вентилируются с помощью эксгаустеров.

В отделении устанавливаются автоматическая дренчерная система пожаротушения и автоматическая система объёмного аэрозольного тушения (САТ) в соответствии с НПБ 110-03. Система оповещения людей о пожаре с автоматическим управлением и возможностью реализации множества вариантов организации эвакуации из каждой зоны оповещения в соответствии с НПБ 104-03. Аварийная вентиляция на случай возникновения пожара. Предусмотрена схема наружного и внутреннего пожарного водоснабжения с двумя независимыми вводами. На всех отметках размещено по несколько пожарных гидрантов. По всей территории на всех отметках установлены щиты с размещением первичных средств пожаротушения ЩП-В, а в местах с токоведущими проводниками ЩП-Е. Все меры пожарной безопасности выполняются в соответствии с ГОСТ 12.1.004-91 "Пожарная безопасность. Общие требования", ГОСТ Р-12.3.047-98 ССБТ "Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля" и "Правилами пожарной безопасности", ППБ 01-03.

4.16 Безопасность эксплуатации грузоподъемных машин и механизмов

В турбинном отделении при перемещении грузов устанавливают мостовой кран, безопасность которого соответствует ГОСТ 12.3.009. ССБТ «Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности».

Основными факторами, определяющими опасность грузоподъемных кранов для людей и оборудования при производстве подъемно - транспортных работ, являются:

движущиеся детали и механизмы;

- перемещаемые грузы;

работа на высоте;

возможность поражения электрическим током;

другие опасные вредные факторы.

Основой безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов являются систематические обследования состояния промышленной безопасности при эксплуатации подъемных сооружений ПБ 10-382-00.

Обследованию подвергаются в целом все предприятия, при этом каждое подъемное сооружение осматривается не реже одного раза в три года. В связи с практикой государственной надзорной деятельности предусматривается три вида обследования:

Ø оперативное;

Ø целевое;

Ø комплексное.

Места производства погрузочно-разгрузочных работ оборудуются знаками безопасности по ГОСТ 12.3.009. ССБТ «Работы погрузочно-разгрузочные. Общие требования безопасности».

Краны до пуска в работу подвергаются полному техническому освидетельствованию согласно ПБ 10-382-00. Краны, подлежащие регистрации в органах Ростехнадзора, подвергаются техническому освидетельствованию до их регистрации. Техническое освидетельствование проводится согласно руководству по эксплуатации крана. При отсутствии в руководстве соответствующих указаний, освидетельствование кранов производится согласно ПБ 10-382-00.

Краны в течении нормативного срока службы подвергаются периодическому техническому обследованию:

а) частичному - не реже одного раза в 12 месяцев;

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

Редко используемые грузоподъемные краны подвергаются полному техническому освидетельствованию не реже одного раза в 5 лет. Отнесение кранов к категории редко используемых производится владельцем по согласованию с органами Ростехнадзора.

Внеочередное полное техническое освидетельствование крана производится после:

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

- реконструкции крана;

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

установки сменного стрелового оборудования или замены стрелы;

капитального ремонта или замены грузовой или стреловой лебедки;

замены крюка или крюковой подсветки (производятся только статические испытания);

замены несущих или вантовых канатов кранов кабельного типа.

Техническое освидетельствование крана производится инспектором по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов при участии инженерно-технического работника, ответственного за содержание грузоподъемных кранов в исправном состоянии.

Техническое освидетельствование имеет цель установить, что:

кран и его установка соответствует настоящим правилам, паспортным данным и представленной для регистрации документации;

- кран находится в состоянии, обеспечивающим его безопасную работу.

При полном техническом освидетельствовании кран подвергается:

ü осмотру;

ü статическим испытаниям;

ü динамическим испытаниям.

При техническом освидетельствовании крана проверяются:

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

ü состояние крюка, блоков;

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

ü состояние изоляции проводов и заземия электрического крана с определением сопротивления;

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

ü состояния кранового пути и соответствие его настоящим Правилам, проекту и руководству по эксплуатации крана;

ü состояние канатных креплений;

ü состояние освещения и сигнализации.

Результаты технического освидетельствования крана записываются в его паспорт инспектором по надзору за безопасным эксплуатацией грузоподъемных кранов, проводившим освидетельствование, с указанием срока следующего освидетельствования.

Запись в паспорте действующего крана, подвергнутого периодическому техническому освидетельствованию, должна подтверждаться, что кран отвечает требованиям настоящих Правил, находится в исправном состоянии и выдержал испытания.

Разрешение на дальнейшую работу крана в этом случае выдается инспектором по надзору за безопасной эксплуатацией грузоподъемных кранов. Проведение технического освидетельствования может осуществляться специализированной организацией.

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

4.17 Обеспечение безопасной работы сосудов работающих под давлением

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

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

· проекта и технических условий;

· лицензирования на право ведения работ;

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

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

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

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

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

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

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

(244)

Таблица 24 - Периодичность технического освидетельствования СРД, регистрируемых в органах Госгортехнадзора, работающих с агрессивной средой.

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

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

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

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

Испытания проводятся на прочность и герметичность, первый этап при сборке - различные методы изотопной дефектоскопии, второй этап -гидравлические испытания (готовое изделие).

Цельнолитые сосуды выдерживают под избыточным давлением на 50% больше рабочего давления в течение не менее 60 минут. Для основных сосудов - выдержка при давлении на 25% больше рабочего давления и в течение 10-60 минут.

Сосуд считается прошедшим гидравлические испытания, если не обнаружено:

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

течи в разъемных соединениях;

видимых деформаций, падение давления по манометру.

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

если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев;

если сосуд был демонтирован и установлен на новом месте;

если проведены ремонтные работы сосуда с применением пайки и сварки; по требованию инспектора;

после аварии сосуда или элементов.

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

Таблица 25 - Категории и группы трубопроводов

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

Примечание - Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды (рисунок 11).

Рисунок 11 - Схема категорий и групп трубопроводов

Правила не распространяются на:

трубопроводы, расположенные в пределах котла;

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

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

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

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

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

трубопроводы атомных электростанций и установок;

трубопроводы специальных установок военного ведомства;

трубопроводы, изготовленные из неметаллических материалов.

При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды следует считать:

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

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

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

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

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

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

- для подающих и обратных трубопроводов водяных тепловых сетей - наибольшее возможное давление и максимальную температуру воды в подающем трубопроводе с учетом работы насосных подстанций на трассе и рельефа местности. Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу независимо от его протяженности и должна быть указана в проектной документации.

4.18 Расчет зануления электрооборудования

Зануление применяют в трехфазных четырехпроводных электрических сетях напряжением до 1000 В с глухозаземленной нейтралью, а также в однофазных двухпроводных сетях с глухозаземленной нейтралью. Зануление обязательно в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных , а также в неопасных помещениях при напряжении выше 42 В переменного и выше 110 В постоянного тока.

Занулению подлежат металлические нетоковедущие части электроприемников, в том числе металлические корпуса электроприборов, контрольных и наладочных стендов, трансформаторов, пусковых и регулировочных реостатов, переносных электроприемников и т. п. (рисунок 12).

Рисунок 12 - Принципиальная схема зануления

При замыкании фазы на зануленный корпус ток короткого замыкания проходит через следующие участки цепи: нулевой провод , обладающий сопротивлением , обмотку трансформатора, фазный провод и подает сигнал на автоматический выключатель , который отключает электрооборудование. От начала замыкания фазы на корпус до срабатывания электрический ток стекает в землю через повторное сопротивление нулевого провода в течение 5-7 с.

Цель зануления - снизить напряжение на корпус в аварийный период и обеспечит быстрое отключение установки от сети при замыкании фазы на ее корпус. В соответствии с этим зануление рассчитывается, прежде всего, на отключающую способность/12/.

Проверим, обеспечивается ли отключающая способность зануления в сети применительно к одному электродвигателю в турбинном цеху. Турбинный цех снабжается электроэнергией от сети собственных нужд напряжением 380/220 В, длиной 200 м. Сеть, выполненная из медных проводников 3×25 мм2 (диаметр проводника 5,64 мм) питается от трансформатора мощностью 630 кВА, напряжением 10/0,4 кВ со схемой соединения обмоток Y/YН. Нулевой провод выполнен из стальной полосы сечением 30×5 мм, проложен в 20 см от фазных проводов. Электродвигатели, расположенные в цеху защищены автоматическими выключателями. Номинальный ток автоматического выключателя для электродвигателя под нагрузкой А.

Для надежного срабатывания автоматического выключателя требуется выполнение условия:

(245)

где - ток короткого замыкания фазы на корпус электродвигателя, А;

- ток, проходящий по нулевому защитному проводнику при замыкании фазы на корпус, А; - номинальный ток автоматического выключателя, А; - коэффициент кратности номинального тока, для автоматических выключателей с , ; По табл. 8.5 [9] находим сопротивление обмоток трансформатора, Ом:

;

Активное сопротивление фазного провода, Ом:

, (246)

где - удельное сопротивление фазного провода, Ом·мм2/м, для меди ;

- длина фазного провода, м, ;

- сечение фазного провода, мм2, ;

;

Внутреннее индуктивное сопротивление фазного провода, Ом, принимаем:

;

Плотность ожидаемого тока в нулевом проводнике, А/мм2:

, (247)

где - площадь сечения нулевого провода, мм2, ;

;

Активное сопротивление нулевого проводника, Ом:

, (248)

;

Внутреннее индуктивное сопротивление нулевого проводника, Ом:

, (249)

;

Внешнее индуктивное сопротивление проводников петли «фаза-нуль», Ом:

, (250)

где - расстояние между нулевыми и фазными проводами, м, ;

- диаметр проводника, м, ;

;

Сопротивление проводников петли «фаза-нуль», Ом, рассчитывают по формуле:

, (251)

;

Величина тока протекающая через нулевой защитный проводник, А:

, (252)

;

Таким образом, условие (245) выполняется:

и отключение электродвигателя при пробое фазы на корпус обеспечивается.

Заключение

В рамках квалификационной работы был разработан комплексный проект строительства парогазовой станции мощность 1800 МВт. На проектируемой ГРЭС установлено четыре парогазовых блока, каждый из которых включает в себя две газовые турбины ГТЭ-150, паровую турбину К-150 и два котла-утилизатора. В качестве топлива, используется газ Ивановского месторождения. Данный проект включает в себя следующие расчеты:

- расчет принципиальной тепловой схемы;

- тепловой расчет ГТУ;

тепловой и конструкторский расчеты КУ;

приближенный тепловой расчет ПТУ;

детальный расчет ступеней газовой и паровой турбин;

кроме того была разработана система водоснабжения с градирнями и разработана схема газового хозяйства;

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

В разделе «Экономическая часть» дана оценка варианта строительства парогазовой ГРЭС по сравнению со строительством типовой ГРЭС такой же мощности, работающей на угле.

Список использованных источников

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

27. Jarrod Hollingworth, C++ Builder 5 Developer's Guide [Текст]: в 2 т. Учеб. пособие. / Jarrod Hollingworth, Dan Butterfield, etc., Prentice-Hall, 2003, 899 c.

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

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

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

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

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

Приложение

Листинг А.1

/*Подпрограмма теплового расчета газотурбинной установки*/

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

/*Исходные данные*/*GTU (float N_el, float t_s, float t_a, float t_w, float z, float epsilon, float etta_t, float etta_k)

{

/*Использованные переменные*/

float etta_ks=0.995, etta_m=0.995, etta_eg=0.982, Q_t=44300, L0=15,

R_v=0.28699, m_v, mju_v=28.97, /*R_g=0.2901,*/ mju_ps=28.66,=0.95, alpha_yt=0.005,T_b, T_a, t_b, h_b, h_a, h_v11=0, h_v1, h_v0,_pv, m_v1, dm_v=1, h_v, h_s11, h_ps1, h_ps11, h_ps, alpha, h_s, delta,_g, m_g1, dm_g=1, T_d, t_d, T_s, h_vk, h_psk, h_vk1, h_psk1, h_d, c_pg,, r_v, mju_g, R_g, H_t, H_k, H_e, b, G_t, G_k1, B, N_t, N_k, etta_e,, g_v, T_w, T2_11, gamma, gamma_t, v_n=0.6, T1_1, H, H_ohl, etta_m1,_t1, B_ohl, G_k, G1_k, G1_t, etta_eohl, t2_11,1, r2,r3,r4,r5, r6, r7 ;

/*Расчет ГТУ без охлаждения*/

T_a=t_a+273.15;(m_v=0.28; dm_v>0.001;)

{_b=T_a*(1+((pow(epsilon, m_v)-1)/etta_k));_b=T_b-273.15;_v11=Int_v(t_b);_v1=Int_v(25);_v0=Int_v(t_a);_b=h_v11-h_v1;_a=h_v0-h_v1;_pv=(h_b-h_a)/(t_b-t_a);_v1=R_v/c_pv;_v=fabs(m_v-m_v1)/m_v*100;_v=m_v1;

}_v=Int_v(t_s)-Int_v(25);_ps=Int_g(t_s)-Int_g(25);=(Q_t*etta_ks+L0*h_v-(1+L0)*h_ps)/(L0*(h_v-h_b));_s=Int_sm (t_s, alpha);(m_g=0.25; dm_g>0.001;)

{=lambda*epsilon;_s=t_s+273.15;_d=T_s*(1-etta_t*(1-pow(delta, -m_g)));_d=T_d-273.15;_d=Int_sm(t_d, alpha);_pg=(h_s-h_d)/(t_s-t_d);=(mju_ps/mju_v)*(L0/(1+L0));_v=(q*(alpha-1))/(1+q*(alpha-1));_g=r_v*mju_v+(1-r_v)*mju_ps;_g=8.314/mju_g;_g1=R_g/c_pg;_g=fabs(m_g-m_g1)/m_g*100;_g=m_g1;

}_t=h_s-h_d;_k=h_b-h_a;=(alpha*L0*(1+alpha_yt))/(1+alpha*L0);_e=H_t*etta_m-b*H_k;_t=N_el/(H_e*etta_eg);_k1=G_t*b;=G_t/(1+alpha*L0);_t=G_t*H_t;_k=G_k1*H_k;=1-b*H_k/H_t;_e=N_el/(B*Q_t)*100;

//Расчет охлаждаемой ГТУ

T_w=t_w+273.15;

g_v=0.02+0.32e-3*(T_s-T_w);_1=T_b;_11=T_s-1/z*H_t/c_pg;_11=T2_11-273.15;_t=v_n/fi*1/z;=1/fi*(1-fi-(z-1)/z*T1_1/T2_11)+gamma_t;=H_t-b*H_k;_ohl=H*(1-gamma*g_v);_m1=1-(1-etta_m)/fi;_t1=N_el/(H_ohl*etta_m1*etta_eg);_ohl=G_t1/(1+alpha*L0);_k=alpha*L0/(1+alpha*L0)*G_t1;_k=G_t1*(b+g_v);_t=G_t1*(1+g_v);_eohl=etta_e*(1-gamma*g_v);

/*Запись результатов в массив с округлением*/

float *M1 = new float [24];MASGTU [] = {t_b*1e+3, alpha*1e+3, t_d*1e+3, H_t*1e+3, H_k*1e+3,_e*1e+3, G_t*1e+3, G_k1*1e+3, B*1e+3, N_t*1e+2, N_k*1e+2, fi*1e+3,_e*1e+3, g_v*1e+3, t2_11*1e+3, gamma*1e+3, H_ohl*1e+3, G_t1*1e+3,_ohl*1e+3, G_k*1e+3, G1_k*1e+3, G1_t*1e+3, etta_eohl*1e+3,m_v*1e+3};1=MASGTU;

return M1;

}

/*Функция нахождения энтальпии воздуха от температуры*/

float Int_v(float t)

{cp, h;(t>0 & t<=100)=1.6e-7*t*t+1.2e-5*t+1.0028;if (t>100 & t<=400)=9.6666667e-8*t*t+2.702381e-5*t+1.001863;if (t>400 & t<=800)=5.8874459e-9*t*t+1.006684e-4*t+0.9867258;if (t>800)=-2.5514486e-8*t*t+1.4482418e-4*t+0.9713897;=cp*t; h;

}

/*Функция нахождения энтальпии газа от температуры*/

float Int_g(float t)

{cp, h;(t>0 & t<=250)=5.0277489e-8*t*t+1.1240456e-4*t+1.06603;if (t>250 & t<=750)=8.4382284e-9*t*t+1.4321632e-4*t+1.0607077;if (t>250)=-3.5384615e-8*t*t+2.0307473e-4*t+1.0401521;=cp*t; h;

}

/*Функция нахождения температуры воздуха от энтальпии*/

float Temp_v (float h)

{cp0, cp1, t, h1, dh=1;(h==0) t=0;

{(cp0=1.12; dh>0.0001;)

{=h/cp0;=Int_v(t);=h1/t;=fabs (h-h1)/h*100;0=cp1;

}

return t;

}

/*Функция нахождения температуры газа от энтальпии*/

float Temp_g (float h)

{

double cp0, cp1, t, dh=1, h1;(h==0) t=0;{(cp0=1.2; dh>0.0001;)

{=h/cp0;=Int_g(t);=h1/t;=fabs(h-h1)/h*100;0=cp1;

}

return t;

}

/*Функция нахождения энтальпии газо-воздушной смеси от температуры и коэффициента избытка воздуха*/

float Int_sm (float t, float alpha)

{a1, a2, h_ps, h_v, h0_ps, h0_v, h11_ps, h11_v, h_sm, L0=15;=(1+L0)/(1+alpha*L0);=(L0*(alpha-1))/(1+alpha*L0);_ps=Int_g(t);_ps=Int_g(25);_ps=h11_ps-h0_ps;_v=Int_v(t);_v=Int_v(25);_v=h11_v-h0_v;_sm=a1*h_ps+a2*h_v; h_sm;

}

/*Функция нахождения температуры газо-воздушной смеси от энтальпии и коэффициента избытка воздуха*/

float Temp_sm (float h, float alpha)

{a1, a2, t, cp0_sm, cp1_sm, h11_v, h0_v, h11_ps, h0_ps,_v, h_ps, cp_ps, cp_v, L0=15, dh=1, h1;(cp0_sm=1.1; dh>0.0001;)

{=h/cp0_sm;_v=Int_v(t);_v=Int_v(25);_v=h11_v-h0_v;_v=h_v/t;_ps=Int_g(t);_ps=Int_g(25);_ps=h11_ps-h0_ps;

cp_ps=h_ps/t;=(1+L0)/(1+alpha*L0);=(L0*(alpha-1))/(1+alpha*L0);_sm=a1*cp_ps+a2*cp_v;=a1*h_ps+a2*h_v;=fabs(h-h1)/h*100;_sm=cp1_sm;

}t;

}

Листинг А.2

/*Подпрограмма расчета кола-утилизатора*/

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

/*Исходные данные*/

float *KU (float G_t, float t_d, float alpha, float t0_VD, float pb_VD,float pb_ND,

float ndgr1, float ndgr2, float ndgr_PE, float tgp_11)

{

//конструктивные параметры стандартной типовой секции

//поверхности нагрева КУ, параметры оребрения

float b_reb=0.005, h_reb=0.013, del_reb=0.001, l_tr=11.5, del_tr=0.004,

d_vn=0.032, s1=0.072, s2=0.085;

//технологические параметры рабочей среды в контуре ВД/*pb_VD=8,*/ ppv_VD, pek_VD, tek_VD, ts_VD,/* ndgr1=20, ndgr2=10,_PE=20,*/ fi=0.995;

//Используемые переменные/*pb_ND=0.7,*/ Dp_VD, h0_VD, hek_VD, hs_VD;q1, q2, q3, q4, q5, qyx,//q-температура газов

I1, I2, I3, I4, I5, Id, Iyx;//I-энтальпия газовn_pn=0.8, cv=4.186, tgp_1=60,/* tgp_11=140,*/ pk=0.005, hek_11,_VD, hd, ts_ND, v_sr1, v_sr2, dhpn1, hpv_VD, dhpn2, t0_ND, h0_ND,_ND, hpv_ND, Dp_ND, h11_ND, hgp_1, hgp_11, Dd, hk, Grec, Ia, nky,, Qsteam, Qgpk, Qs_ND, Qpe_ND, Qek_VD, Qs_VD, Qpe_VD, r_ND, r_VD;

//Тепловой этап расчета_VD=IF97eTSp(pb_VD);=ts_VD+ndgr1;=Int_sm(q2, alpha);=Int_sm(t_d, alpha);

//t0_VD=550;//t_d-ndgr_PE;_VD=IF97eHpt(pb_VD, t0_VD);_VD=1.05*pb_VD;_VD=ts_VD-20;

hek_11=IF97eHpt(pek_VD, tek_VD);_VD=G_t*(Id-I2)*fi/(h0_VD-hek_11);_VD=IF97eH11p(pb_VD);=Id-Dp_VD*(h0_VD-h11_VD)/(G_t*fi);=Temp_sm(I1, alpha);=IF97eH1p(pb_ND);_VD=1.1*pb_VD;_ND=IF97eTSp(pb_ND);_sr1=(IF97eVpt(ppv_VD, ts_ND)+IF97eV1p(pb_ND))/2;=(ppv_VD-pb_ND)*1e+6*v_sr1/n_pn*1e-3;_VD=hd;//+dhpn1;=I2-Dp_VD*(hek_11-hpv_VD)/(G_t*fi);=Temp_sm(I3, alpha);=ts_ND+ndgr2;=Int_sm(q5, alpha);_ND=q3-ndgr_PE;_ND=IF97eHpt(pb_ND, t0_ND);_ND=1.15*pb_ND;_sr2=(IF97eVpt(ppv_ND, ts_ND)+IF97eV1p(pb_ND))/2;=(ppv_ND-pb_ND)*1e+6*v_sr2/n_pn*1e-3;_ND=hd+dhpn2;_ND=G_t*(I3-I5)*fi/(h0_ND-hpv_ND);_ND=IF97eH11p(pb_ND);=I3-Dp_ND*(h0_ND-h11_ND)/(G_t*fi);=Temp_sm(I4, alpha);_1=tgp_1*cv;_11=tgp_11*cv;=2*(Dp_ND+Dp_VD)*(hd-hgp_11)/(h0_ND-hgp_11);=IF97eH1p(pk);=(2*(Dp_ND+Dp_VD)-Dd)*(hgp_1-hk)/(hgp_11-hgp_1);=I5-(Dp_VD+Dp_ND-Dd/2+Grec/2)*(hgp_11-hgp_1)/(G_t*fi);=Temp_sm(Iyx, alpha);=Int_sm(15,alpha);=(Id-Iyx)/(Id-Ia);=2*G_t*(Id-Iyx)*fi;=2*Dp_VD*h0_VD+(2*Dp_ND-Dd)*h0_ND-(2*(Dp_VD+Dp_ND)-Dd)*hk;=(Dp_VD+Dp_ND-Dd/2+Grec/2)*(hgp_11-hgp_1);_ND=IF97erp(pb_ND);_ND=Dp_ND*r_ND;_ND=Dp_ND*(h0_ND-h11_ND);_VD=Dp_VD*(hek_11-hpv_VD);_VD=IF97erp(pb_VD);_VD=Dp_VD*r_VD;_VD=Dp_VD*(h0_VD-h11_VD);

Листинг А.3

//Конструкторский этап расчетаwp=10, wv=1.2, bmod=3, lmod=11.8, pi=3.14159, msek=4, psi=0.85,

d_n, Fgltr, Freb, F_vnreb, F_nreb, Ftr, mtr, Fsek, sig1, sig2, Fproh,,dt2, dtb, dtm, qsr, dt_PPVD, wg, lmd, vg, Pr, Cz, Cs, a1, a2, k_PPVD,_PPVD, F_PPVD, b_ky, b_PPVD, vp, z1, fp, lmb_s, tsr, Prp, ro_g;_n=d_vn+2*del_tr;=pi*d_n*l_tr;=pi/2*(pow(d_n+2*h_reb, 2)-d_n*d_n);_vnreb=pi*d_n*del_reb;_nreb=pi*(d_n+2*h_reb)*del_reb;=Fgltr+(Freb+F_nreb-F_vnreb)*l_tr/b_reb;=bmod/s1-1;//надо округлять=Ftr*(int)mtr;=s1/d_n;=s2/d_n;=bmod*lmod*(1-1/sig1*(1+(2*h_reb*del_reb)/(b_reb*d_n)));

//Определение площади ППВД=t_d-t0_VD;

dt2=q1-ts_VD;=(t_d+q1)/2;(dt1>dt2)

{=dt1;=dt2;

}

{=dt2;=dt1;

}_PPVD=(dtb-dtm)/log(dtb/dtm);_g=1.272;=10;//G_t*(qsr+273)/(273*Fproh*ro_g);=Heat_Cond_DG(qsr);=KinVis_DG(qsr);=Pr_DG(qsr);=0.91+0.0125*(3-2);=pow(1+(2*sig1-3)*(1-sig2/2),-2);=0.2*lmd/d_n*pow(wg*d_n/vg, 0.65)*pow(Pr, 0.33)*Cz*Cs;=(t0_VD+ts_VD)/2;=IF97eVpt(pb_VD, tsr);_ky=msek*bmod;=b_ky/s1-1;=pi*d_vn*d_vn/4*z1;=10;//Dp_VD*vp/fp;_s=IF97eLMpt(pb_VD, tsr);=IF97eNUpt(pb_VD, tsr);=IF97ePRpt(pb_VD, tsr);=0.023*lmb_s/d_vn*pow(wp*d_vn/vp, 0.8)*pow(Pr, 0.4);

k_PPVD=psi*a1/(1-a1/a2);_PPVD=Qpe_VD*1e+3/(k_PPVD*dt_PPVD);_PPVD=F_PPVD/(msek*Fsek);_PPVD=(int)Z_PPVD*s2;

//определение площади ИСПВДlmb_gisp1, vis_gisp1, Pr_gisp1, lmb_st=50, dsr, k_ISPVD, F_ISPVD,_ISPVD, b_ISPVD, dt_ISPVD;=q1-ts_VD;=q2-tek_VD;=(q1+q2)/2;=(tek_VD+ts_VD)/2;=(d_n+d_vn)/2;(dt1>dt2)

{=dt1;=dt2;

}

{=dt2;=dt1;

}_ISPVD=(dtb-dtm)/log(dtb/dtm);_gisp1=Heat_Cond_DG(qsr);_gisp1=KinVis_DG(qsr);_gisp1=Pr_DG(qsr);=0.91+0.0125*(10-2);=0.2*lmb_gisp1/d_n*pow(wg*d_n/vis_gisp1, 0.65)*pow(Pr_gisp1, 0.33)*Cz*Cs;_ISPVD=1/(dsr*(1/(a1*d_n)+1/lmb_st*log(d_n/d_vn)));_ISPVD=Qs_VD*1e+3/(k_ISPVD*dt_ISPVD);_ISPVD=F_ISPVD/(msek*Fsek);_ISPVD=(int)Z_ISPVD*s2;

//определение площади ЭКВДlmb_g, vis_g, Pr_g, lmb_v, vis_v, Pr_v, k_EKVD, F_EKVD, dt_EKVD,_EKVD, b_EKVD, f_sig, sig21, eps=0.003;=q2-ts_VD;=q3-ts_ND;=(q2+q3)/2;=(ts_ND+ts_VD)/2;(dt1>dt2)

{=dt1;=dt2;

}

{=dt2;=dt1;

}_EKVD=(dtb-dtm)/log(dtb/dtm);_g=Heat_Cond_DG(qsr);_g=KinVis_DG(qsr);_g=Pr_DG(qsr);_v=IF97eLMpt(pb_VD, tsr);_v=IF97eNUpt(pb_VD, tsr);_v=IF97ePRpt(pb_VD, tsr);(sig1<3) Cz=3.12*pow(5, 0.05)-2.5;if(sig1>=3) Cz=4*pow(5, 0.02)-3.2;=pow(0.25*sig1*sig1+sig2*sig2, 0.5);_sig=sig1-1/(sig21-1);(f_sig>0.1 & f_sig<=1.7) Cs=0.34*pow(0.34*f_sig, 0.1);if (f_sig>1.7 & f_sig<=4.5 &sig1<3) Cs=0.275*pow(f_sig, 0.5);if (f_sig>1.7 & f_sig<=4.5 &sig1>=3) Cs=0.34*pow(f_sig, 0.4);=lmb_g/d_n*pow(wg*d_n/vis_g, 0.6)*pow(Pr_g, 0.33)*Cz*Cs;=0.023*lmb_v/d_vn*pow(wp*d_vn/vis_v, 0.8)*pow(Pr_v, 0.4);_EKVD=a1/(1+eps*a1);_EKVD=Qek_VD*1e+3/(k_EKVD*dt_EKVD);_EKVD=F_EKVD/(msek*Fsek);_EKVD=(int)Z_EKVD*s2;

// определение площади ППНДk_PPND, F_PPND, Z_PPND, b_PPND, dt_PPND;=q3-t0_ND;=q4-ts_ND;=(q3+q4)/2;=(ts_ND+t0_ND)/2;(dt1>dt2)

{=dt1;=dt2;

}

{=dt2;=dt1;

}_PPND=(dtb-dtm)/log(dtb/dtm);_g=Heat_Cond_DG(qsr);_g=KinVis_DG(qsr);_g=Pr_DG(qsr);_v=IF97eLMpt(pb_ND, tsr);_v=IF97eNUpt(pb_ND, tsr);_v=IF97ePRpt(pb_ND, tsr);=0.91+0.0125*(1-2);=pow(1+(2*sig1-3)*(1-sig2/2),-2);=0.2*lmb_g/d_n*pow(wg*d_n/vis_g, 0.65)*pow(Pr_g, 0.33)*Cz*Cs;=0.023*lmb_s/d_vn*pow(wp*d_vn/vp, 0.8)*pow(Pr, 0.4);_PPND=psi*a1/(1-a1/a2);_PPND=Qpe_ND*1e+3/(k_PPND*dt_PPND);_PPND=F_PPND/(msek*Fsek);(Z_PPND<1)Z_PPND=1;_PPND=(int)Z_PPND*s2;

//определение площади ИСПНДk_ISPND, F_ISPND, Z_ISPND, b_ISPND, dt_ISPND;=q4-ts_ND;=q5-ts_ND;=(q4+q5)/2;=(ts_ND+ts_ND)/2;(dt1>dt2)

{=dt1;=dt2;

}

{=dt2;=dt1;

}_ISPND=(dtb-dtm)/log(dtb/dtm);_g=Heat_Cond_DG(qsr);_g=KinVis_DG(qsr);_g=Pr_DG(qsr);=0.91+0.0125*(9-2);=0.2*lmb_g/d_n*pow(wg*d_n/vis_g, 0.65)*pow(Pr_g, 0.33)*Cz*Cs;_ISPND=1/(dsr*(1/(a1*d_n)+1/lmb_st*log(d_n/d_vn)));_ISPND=Qs_ND*1e+3/(k_ISPND*dt_ISPND);_ISPND=F_ISPVD/(msek*Fsek);_ISPND=(int)Z_ISPND*s2;

//определение площади ГПКk_GPK, F_GPK, Z_GPK, b_GPK, dt_GPK;=q5-tgp_11;=qyx-tgp_1;=(q5+qyx)/2;=(tgp_11+tgp_1)/2;(dt1>dt2)

{=dt1;=dt2;

}

{=dt2;=dt1;

}_GPK=(dtb-dtm)/log(dtb/dtm);_g=Heat_Cond_DG(qsr);_g=KinVis_DG(qsr);_g=Pr_DG(qsr);(sig1<3) Cz=3.12*pow(5, 0.05)-2.5;if(sig1>=3) Cz=4*pow(5, 0.02)-3.2;=pow(0.25*sig1*sig1+sig2*sig2, 0.5);_sig=sig1-1/(sig21-1);(f_sig>0.1 & f_sig<=1.7) Cs=0.34*pow(0.34*f_sig, 0.1);if (f_sig>1.7 & f_sig<=4.5 &sig1<3) Cs=0.275*pow(f_sig, 0.5);if (f_sig>1.7 & f_sig<=4.5 &sig1>=3) Cs=0.34*pow(f_sig, 0.4);=lmb_g/d_n*pow(wg*d_n/vis_g, 0.6)*pow(Pr_g, 0.33)*Cz*Cs;_GPK=a1/(1+eps*a1);_GPK=Qgpk*1e+3/(k_GPK*dt_GPK);_GPK=F_GPK/(msek*Fsek);_GPK=(int)Z_GPK*s2;

// Запись результатов расчета в массив с округлением

float *M1 = new float [30];MASKU [] = {q2*1e+3, Dp_VD*1e+3, q1*1e+3, q3*1e+3, q5*1e+3,_ND*1e+3, q4*1e+3, Dd*1e+3, Grec*1e+3, qyx*1e+3, nky*1e+3, Qgas*1e+3,*1e+3, Qgpk*1e+3, Qs_ND*1e+3, Qpe_ND*1e+3, Qek_VD*1e+3, Qs_VD*1e+3,_VD*1e+3, k_PPVD*1e+3, F_PPVD*1e+3, (int)Z_PPVD*1e+3, b_PPVD*1e+3, dt_PPVD*1e+3, k_ISPVD*1e+3,_ISPVD*1e+3, (int)Z_ISPVD*1e+3, b_ISPVD*1e+3, dt_ISPVD*1e+3, k_EKVD*1e+3, F_EKVD*1e+3,

(int)Z_EKVD*1e+3, b_EKVD*1e+3, dt_EKVD*1e+3, k_PPND*1e+3, F_PPND*1e+3, (int)Z_PPND*1e+3, b_PPND*1e+3,_PPND*1e+3, k_ISPND*1e+3, F_ISPND*1e+3, (int)Z_ISPND*1e+3, b_ISPND*1e+3, dt_ISPND*1e+3, k_GPK*1e+3,

F_GPK*1e+3, (int)Z_GPK*1e+3, b_GPK*1e+3, dt_GPK*1e+3};=MASKU;M1;

}

Листинг А.4

/*Подпрограмма теплового расчета паровой турбины*/

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

/*Исходные данные для расчета*/

float *PT (float Pvd, float Pnd, float Pk, float tvd, float tnd,float Gvd,

float Gnd, float Gd)

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

{

/*Используемые переменные*/

double noi_vd, vcp,

H0_gr,Kvl,Hi_vd,hk_vd,h0_nd,hcm_nd,Oz,dHvc,Omega,Gk,Vk,noi,hk_nd,H0_nd,yvl,

y0,yz,H0_vl,Ni,i_vd,i_nd,Vvd,vz,dz,lz,noi_nd,Hi_nd,H0_vd,snd,svd,h0_vd,Pvl,Xvl,

t1k,h1k,hvl, Hhi,N0;

/*Расчет*/

//Определение параметров пара

i_vd=IF97eHpt(Pvd,tvd);

i_nd=IF97eHpt(Pnd,tnd);_gr=i_vd-i_nd;=IF97eSpt(Pvd,tvd);=IF97eVpt(Pvd,tvd);=IF97eVps(Pnd,svd);=1;

//Расчет ЧВД=pow(Vvd*vz,0.5);_nd=i_nd;_vd=IF97eHps(Pnd,svd);_gr=i_vd-h0_vd;_vd=i_vd-h0_vd;_vd=(0.92-0.2/(2*Gvd*vcp))*(1+(H0_gr-700)/(2*10000))*Kvl ;_vd=H0_gr*noi_vd;_vd=i_vd-Hi_vd;_nd=(2*Gvd*hk_vd+(2*Gnd-Gd)*h0_nd)/(2*(Gvd+Gnd)-Gd);=18;=IF97eSph(Pnd,hcm_nd);_nd=IF97eHps(Pk,snd);_nd=hcm_nd-hk_nd;=0;

Pvl=Pnd;

/*Нахождение давления при степени сухости x=1*/

{=Pvl-0.001;=IF97eXps(Pvl,snd);

}(Xvl==1);

// Расчет ЧНД=0;=0.1;=1-IF97eXph(Pk,hk_nd);=IF97eHps(Pvl,snd);_vl=hcm_nd-hvl;=1-0.4*(1-yvl)*(y0+yz)*(H0_vl/H0_nd);_nd=0.87*(1+(H0_nd-400)/10000)*Kvl-dHvc/H0_nd;_nd=H0_nd*noi_nd;_nd=hcm_nd-Hi_nd;=2*Gvd*H0_vd+(2*(Gvd+Gnd)-Gd)*H0_nd;=2*Gvd*H0_vd*noi_vd+(2*(Gvd+Gnd)-Gd)*H0_nd*noi_nd;=N0/Ni;k=IF97eTSp(Pk);k=IF97eHpt(Pk,t1k);=2*(Gvd+Gnd)*(hk_nd-h1k);

/*Запись результатов в массив с округлением*/

float *M1= new float [10];MASPT []= {noi_vd*1000, noi_nd*1000,noi*1000,N0*1000, Ni*1000, H0_vd*1000, Hi_vd*1000, H0_nd*1000, Hi_nd*1000, Hhi*1000,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1,1};=MASPT;M1;

}

Листинг А.5

//Подпрограмма расчета ступеней ГТУ

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

// Расчет ступени газовой турбины по заданному корневому диаметру

// исходные данные: G-кг/с;P0-МПа(торможения);T0-град К(торможения);

// n-об/сек;d-корневой диаметр,м;dl-перекрыша,м;b1,b2-хорды,м;

// alfa_1ef-град;Fu-площадь зазора диафрагменного уплотнения,м2;

// R-газовая постоянная, Дж/кг*град;

float *RTSGAS3( double G, double P0, double T0, double n, double dk,

double R, double A1, double e, double alfa_1ef, double dL, double b1,b2, double Fu)

{pi=3.141593, deg=0.017453292519943, u, a2, a1,alfa_L, C1, Cu1, TM,

betta_22, beta_2b, W2,W2u, C2, alfa_2, C, alfa, U, Cu, W, betta, Xa,, dHvc, H0s,H0l,V2t1,delta_ekv,dzet_du,dp,dzet_pu,dH_sum,dh_vs,betta_2b,N_OI,T2,V2,T2t1;V0, T2t, T1t, T1, P2, P1, V2t, V1t, T10t, P10t, V10t, C1t,t, E1, alfa_1, F1, L1, W1, fi, psi, mu1, mu2, mu11, dmu, betta_1,t, M2t, E2, betta_2, F2, L2, KPD_OL, N_OL, KPD_OI, N_I, dh_s, dHl,

dzet_tr, dzet_ut, Xi_vs, Ekr,k,p2,dh_l,betta_2ef, dzet_parc, Eps,P1kr,V1kr,P2kr,V2kr,, r2, r3, r4, fi11, dfi, fi1, cp1, cp0, cp01, cp12, d_cp, ro_t, H0;=0.97;=0.95;=Int_sm(T0-273, A1)/(T0-273);(dmu=1, dfi=1;abs(dmu)>0.001& dfi>1e-3;) {(float delta_L=1, l2=0.02; delta_L>1e-3;) {(float dcp=1; dcp>1e-3;) {_cp=dk+l2;_t=1-(1-0.03)*pow(dk/d_cp, 1.8);=fi1*cos(alfa_1ef*deg)/(2*sqrt(1-ro_t));=12.3*d_cp*d_cp/(Xa*Xa)*(n/50)*(n/50);s=H0*(1-ro_t);t = sqrt( 2000 * H0s);=R/(cp0*1000);t=T0-(H0s/cp0);//*1000;=Int_sm((T0+T1t)/2-273, A1)/((T0+T1t)/2-273);=fabs(cp0-cp01)/cp0*100;=cp01;

}(P0,T0,TM,R,T1t,&P1,&V1t);= G * V1t / ( mu1 * C1t );= F1 / ( pi * d_cp *sin( alfa_1ef * deg ) );=L1+dL;_L=fabs(l2-L2)/L2*100;=L2;

}=pi*n*d_cp;=R*T0/(P0*1000000);=Int_sm(T1t-273, A1)/(T1t-273);( float dcp=1; dcp>1e-3;) {t1=T0-H0/cp1;=Int_sm((T2t1+T1t)/2-273, A1)/((T2t1+T1t)/2-273);=fabs(cp1-cp12)/cp1*100;=cp12;

}l=H0-H0s;=R/(cp12*1000);(P0,T0,TM,R,T2t1,&P2,&V2t1);=sqrt(1.4*P2*V2t1*1000000);=sqrt(1.4*P1*V1t*1000000);t=sqrt(2000*H0s);=pow(2/(1.4+1), 1.4/(1.4-1));kr=Eps*P0;kr=pow(P0/P1kr, 1/1.4)*V0;=P1/P0;t=C1t/a1;((M1t-1.05)<0)

{_1=alfa_1ef;=G*V1t/(mu1*C1t);

}

{=G/(0.685*mu1*sqrt(P0*1000000/V0));_1=asin(sin(alfa_1ef*deg)*a1*V1t/(C1t*V1kr))/deg;

}=F1/(pi*d_cp*sin(alfa_1ef*deg));=0.982-0.005*b1/L1;=mu11-mu1;=mu11;=0.980-0.009*b1/L1;=fabs(fi1-fi11)/fi1*100;=fi11;

}=fi1*C1t;=C1; alfa=alfa_1; U=u;(C,U,alfa,&Cu,&W,&betta);=Cu; W1=W; betta_1=betta;_s=(1-fi1*fi1)*C1t*C1t/2000;=T1t+dh_s/cp1;//*1000;t=T1t+(W1*W1)/(2000*cp1);(P1,T1,TM,R,T10t,&P10t,&V10t);t=sqrt(2000*H0l+W1*W1);t=T1-H0l/cp12;//*1000;(P1,T1,TM,R,T2t,&P2,&V2t);:M2t=W2t/a2;=P2/P10t;=L1+dL;=0.965-0.015*b2/L2;=0.957-0.011*b2/L2;kr=P10t*Eps;kr=pow(P10t/P2kr, 1/1.4)*V10t;(M2t<1.05)

{=G*V2t/(mu2*W2t);_2ef=asin(F2/(pi*d_cp*L2))/deg;_2= betta_2ef;

}

{=G/(0.667*mu2*1000*sqrt(P10t/V10t));_2ef = asin(F2 / ( pi * d_cp * e * L2 ))/deg;_2 = asin(sin(betta_2ef*deg)*a2*V2t/(W2t*V2kr))/deg;

}=psi*W2t;=W2; alfa=betta_2; U=u;(C,U,alfa,&Cu,&W,&betta);_l=(1-psi*psi)*W2t*W2t/2000;u=Cu;C2=W; alfa_2=betta;_vs=C2*C2/2000;_vs=pow(sin(alfa_2*deg),2);_OL=(H0-dh_s-dh_l-dh_vs)/(H0-Xi_vs*dh_vs);_OL=G*H0*KPD_OL;(e!=1)

{_parc = 2 * 0.065 / sin(alfa_1ef * deg ) * (1 - e) / e * Xa * Xa * Xa +

.25 * b2 * L2 / F1 * 2 * KPD_OL * Xa;

}dzet_parc=0;_tr=0.008*d_cp*d_cp/F1*pow(Xa,3);_ekv=1/sqrt(4/(0.003*0.003)+3/(0.0005*0.0005));_du=0.75*Fu/(mu1*F1*sqrt(6))*KPD_OL;=d_cp+L2;_pu=pi*dp*delta_ekv/F1*sqrt(ro_t+1.8*(L1/d_cp))*KPD_OL;_ut=dzet_du+dzet_pu;_sum=(dzet_tr+dzet_ut+ dzet_parc)*H0;_OI=KPD_OL-dH_sum/H0;

//KPD_OI=(H0-dh_s-dh_l-dH_sum-Xi_vs*dh_vs)/(H0-Xi_vs*dh_vs);_OI=G*H0*KPD_OI;=T2t+(dh_l+dH_sum+(1-Xi_vs)*dh_vs)/cp12;=R*T2/(P2*1000000);=T2+Xi_vs*dh_vs/cp12;0=P2+dh_vs/V2/1000;

//Запись результатов в массив

float *M7 = new float [43];

float MASGAS3 [] = { Xa, H0, d_cp, ro_t, H0s, H0l, V0,P1,V1t,P2,V2t, u, C1t, mu1, F1,alfa_1, L1, fi1, C1, W1, betta_1, W2t, L2, mu2, F2, betta_2, betta_2ef, psi, W2, C2, alfa_2, M1t, M2t, dh_s, dh_l, dh_vs, KPD_OL, KPD_OI, N_OI, T0, P0, r1, r2, r3};

M7=MASGAS3;

return M7;

}

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

// Массив зависимости значений перекрыш от длины сопловых лопаток

void overroof (float L1, float *L2)

{dl;(L1>0.01&L1<=0.025) dl=0.0025;if (L1>0.025&L1<=0.05) dl=0.003;if (L1>0.05&L1<=0.075) dl=0.0035;if (L1>0.075&L1<=0.1) dl=0.004;if (L1>0.1&L1<=0.125) dl=0.005;if (L1>0.125&L1<=0.15) dl=0.006;if (L1>0.15&L1<=0.175) dl=0.007;if (L1>0.175&L1<=0.2) dl=0.008;if (L1>0.2&L1<=0.225) dl=0.009;if (L1>0.225&L1<=0.25) dl=0.01;if (L1>0.25&L1<=0.3) dl=0.011;if (L1>0.3&L1<=0.4) dl=0.012;if (L1>0.4&L1<=0.5) dl=0.013;if (L1>0.5&L1<=0.6) dl=0.014;if (L1>0.6&L1<=0.7) dl=0.015;if (L1>0.7) dl=0.016;

*L2=L1+dl;

}

Листинг А.6

//Подпрограмма расчета ступеней ЧВД

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

// Расчет унифицированной ступени паровой турбины с короткими лопатками

// dср/L2 > 10, с постоянным корневым диаметром dk = const, лопатками

// постоянного профиля alfa 1ef, betta 2ef = const, и оптимальным

// для каждой ступени отношением скоростей Uk/Cф в корневом сечении

float *RTSSTEAM2 (float G, float P0, float i0, float n, float d1k, float ro_k,alfa_1ef, float b1, float b2, float Fu )

{pi=3.141593, deg=0.0174533, u, a2, a1, alfa_L, C1, Cu1, betta_22, dL, L1,_2b, W2, W2u, C2, alfa_2, C, alfa, U, Cu, W, betta, Xa, V0, i2t, i1t, i1,, P1, V2t, V1t, i10t, P10t, V10t, C1t, M1t, E1, alfa_1, F1, W1, betta_1, fi,, mu1, mu2, mu11, dmu1, dmu2, W2t, M2t, E2, F2, KPD_OL, N_OL, KPD_OI, N_I,_s, dh_l, dh_sum, dh_vs, dzet_tr, dzet_ut, Ekr, k, d2k, d1sr, d2sr, L2,mu1_vl,_sr1, dro, Xa_sr, d2p, delta_L, i01, P01, delta_ekv, ro_sr, Ca, A, H0s, H0l,sr, B, d1t, mu21, u2, dzet_du, dzet_pu, dsr, deltaL, V2, i_2, H0, betta_2,,r2,r3,r4,r5,r6, x0, x2, hi1, hi2, K1, K2, Eps1, Eps2, x1, V1kr, V2kr, P1kr, P2kr,_vl, Y, h0_stg; //q=0.03;=0.97;=0.92;=0.95;_sr=ro_k;: Xa=fi*cos(alfa_1ef*deg)/(2*sqrt(1-ro_sr));=pi*d1k*n/Xa;=Ca*Ca/2000;=v(i0, P0);=x(i0, P0);t=i0-(1-ro_sr)*H0;=p2(P0, i0, i1t);t=v(i1t, P1);= x(i1t, P1);: A=G*V1t/(mu1*Ca*pi*sin(alfa_1ef*deg)*sqrt(1-ro_sr));=(-d1k+sqrt(d1k*d1k+4*A))/2;=0.980-0.009*b1/L1; _sr1=1-(1-ro_k)*(pow((d1k+L1)/d1k, -1.8));=0.982-0.005*b1/L1;_vl = mu11*pow(x1,-0.5);= mu1_vl - mu1;=mu1_vl;(abs(dmu1)>0.001) goto R;=ro_sr1-ro_sr;_sr=ro_sr1;(abs(dro)>0.0005) goto B;

d1sr=d1k+L1;=pi*d1sr*L1*sin(alfa_1ef*deg);s=H0*(1-ro_sr);l=H0-H0s;t=sqrt(2000*H0s);=fi*C1t;sr=pi*d1sr*n;(C1, u1sr, alfa_1ef, &Cu1, &W1, &betta_1);_s=(1-fi*fi)*C1t*C1t/2000;=i1t+dh_s;t=i1+(W1*W1)/2000;t=p2(P1, i1, i10t);t=v(i10t, P10t);t=sqrt(2000*H0l+W1*W1);t=i1-H0l;=p2(P1, i1, i2t);t=v(i2t, P2);=x(i2t, P2);(P1,i1t, x1, &K1, &hi1, &Eps1);(P2,i2t, x2, &K2, &hi2, &Eps2);=sqrt(K1*P1*V1t*1e+6);=sqrt(K2*P2*V2t*1e+6);t=C1t/a1;kr=P0*Eps1;kr=pow(P0/P1kr, 1/K1)*V0;((M1t-1.05)<0)

{_1=alfa_1ef;

}

{_1=asin(sin(alfa_1ef*deg)*a1*V1t/(C1t*V1kr))/deg;

}t=W2t/a2;kr=P10t*Eps2;kr=pow(P10t/P2kr, 1/K2)*V10t;

/*if (M2t<1.05)

{_2= betta_2ef;

}

{_2 = asin(sin(betta_2ef*deg)*a2*V2t/(W2t*V2kr))/deg;

}*/(L1, &L2);k=d1k-0.001;sr=d2k+L2;: B=(pow(L2*2+d2k, 2) - d2k*d2k)/4;

//B=G*V2t/(mu2*W2t*pi*sin(betta_2*deg));_2=asin(G*V2t/(B*mu2*W2t*pi))/deg;

//L2=(-d2k + sqrt(d2k * d2k + 4 * B))/2;= pi * d2sr * L2 * sin(betta_2 * deg );=0.965-0.015*b2/L2;=sin(betta_2*deg)/sin(betta_1*deg);_vl=mu2*pow(x2,-(1-Y)/2);=mu2_vl-mu2;=mu2_vl;(abs(dmu2)>0.001) goto D;=0.957-0.011*b2/L2;=psi*W2t;=pi*d2sr*n;(W2, u2, betta_2, &W2u, &C2, &alfa_2);_vs=C2*C2/2000;_OL=(u2*(Cu1+W2u-u2))/((H0-dh_vs)*1000);_sr=Xa*d2sr/d2k;_tr=0.0008*d2sr*d2sr/F1*pow(Xa_sr,3);_du=0.75*Fu/(mu1*F1*sqrt(6))*KPD_OL;_ekv = 1 / (sqrt(4 / (0.003 * 0.003) + 1.5 * 2/(0.0005 * 0.0005)));p=d2sr+L2;_pu=pi*d2p*delta_ekv/F1*sqrt(ro_sr+1.8*(L1/d1sr))*KPD_OL;_ut=dzet_du+dzet_pu;_sum=(dzet_tr+dzet_ut)*H0;_l = ( 1 - psi * psi ) * W2t * W2t / 2000;_OI=KPD_OL-(dzet_tr+dzet_ut);_I=G*H0*KPD_OI;=d2p/L2;

//-----------------------------------------------------------------------------_2=i2t+dh_l+dh_sum;

//V2 = v(i_2,P2);=i_2+dh_vs;01=p2(P2, i_2, i01);

//Запись результатов в массив

float *M2 = new float [44];MASRTS2 [] = { Xa, H0, V0, x0, P1, V1t, x1, P2, V2t, x2, F1, L1, fi,, H0s, H0l, C1t, M1t, C1, alfa_1, u1sr, W1, betta_1, W2t, betta_2, M2t,, L2, mu2, psi, W2, u2, C2, alfa_2, KPD_OL, dh_s, dh_l, dh_vs, KPD_OI, N_I,, i01, P01};=MASRTS2;

return M2;

}

Листинг А.7

//Подпрограмма расчета ступеней ЧНД

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

// Расчет ступени паровой турбины ЧНД

// по заданному корневому диаметру

// исходные данные: G-кг/с;P0-МПа(торможения);i0-кДж/кг(торможения);

// n-об/сек;d-корневой диаметр,м;b1,b2-хорды,м; alfa_1ef-град;

// Fu-площадь зазора диафрагменного уплотнения,м2

float *RTSSTEAM3(float G, float P0, float i0, float n, float dk,b1, float b2, float alfa_1ef, float Fu)

{pi = 3.141593, deg = 0.017453292519943, u, a1, a2, alfa_L, x2,, Cu1, betta_2, W2, W2u, C2, alfa_2, dzet_pu, dh_vs, H0, ro_t,, alfa, U, Cu, W, betta, Xa, delta_ekv, dzet_du, dp, x0, dH_sum;H0s, H0l, V0, i2t1, i1t, i2t, i1, P2, Ps, P1, S0, S1, V2t, V1t, i10t,t, V10t, C1t, M1t, E1, alfa_1, F1, L1, W1, betta_1, fi, fi1, fi11=0.95, dfi, psi,, mu2, mu11=0.97, dmu=10, dh_s, dHl, dHsum, Xi_vs, Xo, X2, N_OI, i2,, k, W2t, M2t, E2, F2, L2, KPD_OL, N_OL, KPD_OI, V2,_I, dzet_parc, dzet_tr, dzet_ut, dzet_vl, P2t,r1,r2,r3,r4,r5,r6,r7,, hi2, K1, K2, Eps1, Eps2, x1, P1kr, V1kr, betta_2ef, V2kr, P2kr,, mu1_vl, mu2_vl, d_cp, K0=0.95; //l2=0.09, delta_L;: fi =fi11;: mu1 = mu11;(float delta_L=1, l2=0.09; delta_L>1e-3;) {_cp=dk+l2;_t=1-(1-0.05)*pow(dk/d_cp, 1.8);=fi*cos(alfa_1ef*deg)/(2*sqrt(1-ro_t));=12.3*K0*d_cp*d_cp/(Xa*Xa);s=H0*(1-ro_t);t = sqrt( 2000 * H0s);t = i0 - H0s;= p2( P0, i0, i1t );t = v( i1t, P1 );= G * V1t / ( mu1 * C1t );= F1 / ( pi * d_cp *sin( alfa_1ef * deg ) );(L1, &L2);_L=fabs(l2-L2)/L2*100;=L2;

}= pi * n * d_cp;t1 = i0 - H0;l = H0 - H0s;= v( i0, P0 );= p2( P0, i0, i2t1 );= x( i0, P0 );= x(i1t, P1);(P1,i1t, x1, &K1, &hi1, &Eps1);= sqrt( K1 * P1 * V1t ) * 1000;t = sqrt( 2000 * H0s);t = C1t / a1;(M1t<1.05)

{_1 = alfa_1ef;= G * V1t / ( mu1 * C1t );

}

{= G / ( hi1 * mu1 *1000 * sqrt( P0 / V0 ) );kr=P0*Eps1;kr=pow(P0/P1kr, 1/K1)*V0;_1=asin(sin(alfa_1ef*deg)*a1*V1t/(C1t*V1kr))/deg;

}= F1 / ( pi * d_cp *sin( alfa_1ef * deg ) );= 0.982 - 0.005 * b1/L1;_vl = mu11*pow(x1,-0.5);= mu1_vl - mu1;=mu1_vl;(abs(dmu)>0.001) goto R;= 0.980 - 0.009*b1/L1;=fabs(fi-fi1)/fi*100;=fi1;(dfi>0.00001) goto A;= fi * C1t;(C1, u, alfa_1, &Cu, &W1, &betta_1);

//W1=sqrt(C1*C1+u*u-2*u*C1*cos(alfa_1*deg));

//betta_1=atan(C1*sin(alfa_1*deg)/(C1*cos(alfa_1*deg)-u))/deg;_s = ( 1 - fi * fi ) * C1t * C1t / 2000;= i1t + dh_s;t = i1 + ( W1 * W1 ) / 2000;t = p2( P1, i1, i10t );t = v( i10t, P10t );t = sqrt( 2000 * H0l + W1 * W1 );t = i1 - H0l;t = v( i2t, P2 );= x( i2t, P2 );(P2, i2t, x2, &K2, &hi2, &Eps2);= sqrt( K2 * P2 * V2t ) * 1000;t = W2t / a2;kr=P10t*Eps2;kr=pow(P10t/P2kr, 1/K2)*V10t;(L1, &L2);

//L2 = L1 + dL;= 0.965 - 0.015*b2/L2;= 0.957 - 0.011*b2/L2;: if( M2t<1.05 )

{= G * V2t / ( mu2 * W2t );_2ef = asin(F2 / ( pi * d_cp *L2 ))/deg;_2 = betta_2ef;

}

{= G / ( hi2 * mu2 *1000 * sqrt( P10t / V10t ) );_2ef = asin(F2 / ( pi * d_cp* L2 ))/deg;_2 = asin(sin(betta_2ef*deg)*a2*V2t/(W2t*V2kr))/deg;

}=sin(betta_2*deg)/sin(betta_1*deg);_vl=mu2*pow(x2,-(1-Y)/2);=mu2_vl;(fabs(mu2-mu2_vl)/mu2*100>1e-3) goto M;= psi * W2t;(W2, u, betta_2, &W2u, &C2, &alfa_2);

//C2 = sqrt(W2*W2+u*u-2*u*W2*cos(deg*betta_2));

//alfa_2 = atan((W2*sin(deg*betta_2ef))/(W2*cos(deg*betta_2ef)-u))/deg;= ( 1 - psi * psi ) * W2t * W2t / 2000;_vs = C2 * C2 /2000;_vs = sin( alfa_2 * deg ) * sin( alfa_2 * deg );_OL = (H0-dh_s-dHl-dh_vs) / (H0-Xi_vs*dh_vs);

/*if (e!=1)

{_parc = 2 * 0.065 / sin(alfa_1ef * deg ) * (1 - e) / e * Xa * Xa * Xa +

.25 * b2 * L2 / F1 * 2 * KPD_OL * Xa;

}*/

//else dzet_parc=0;_tr = 0.0008 * d_cp *d_cp / F1 * Xa * Xa * Xa;_ekv = 1 / (sqrt(4 / (0.003 * 0.003) + 1.5 * 2/(0.0005 * 0.0005)));_du = 0.75 * Fu * KPD_OL / (mu1 * F1 * sqrt(6));= d_cp + L2;_pu = pi * dp * delta_ekv * (sqrt (ro_t + 1.8 * (L1 / d_cp)) * KPD_OL)/ F1;_ut = dzet_du + dzet_pu;_vl = 2 * Xa * (0.9 * (1 - x0) + 0.35 * ((1 - x2) - (1 - x0)));

dH_sum = (dzet_parc + dzet_ut + dzet_vl + dzet_tr) * H0;_OI = KPD_OL-dH_sum/H0;_OI = G * H0 * KPD_OI;

// Определение параметров торможения P0 и T0 перед следующей ступенью турбины:

//= i2t + dHl + dH_sum + (1 - Xi_vs ) * dh_vs;= i2 + Xi_vs * dh_vs;= p2(P2, i2, i0);*M6 = new float [49];MASRTS6 [] = { u, Xa, H0, ro_t, d_cp, H0s, H0l, V0, x0, P1, V1t, x1, P2, V2t, x2, C1t, M1t, mu1, F1, L1, alfa_1, fi, C1, W1, betta_1, W2t,, mu2_vl, F2, betta_2, betta_2ef, psi, W2, C2, alfa_2, M2t, dh_s, dHl, dh_vs, KPD_OL,KPD_OI, N_OI, i0, P0};6=MASRTS6;

return M6;

}

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

//Подпрограмма расчета треугольника скоростей

void TRK(float C, float U, float alfa, float *Cu, float *W, float *betta )

{pi = 3.141593, deg = 0.017453292519943, CA, WU, B1;

*Cu = C * cos( alfa * deg );= C * sin( alfa * deg );= *Cu - U;= atan ( CA /fabs(WU) );(*Cu<U)

{B1=pi-B1;

*betta=B1/deg;}*betta = B1/deg;

*W = sqrt( WU*WU + CA*CA);}

Проектирование конденсационной парогазовой электростанции