Проект тепловой части ТЭЦ мощностью 330 МВт, расположенной в г. Пенза

Санкт-Петербургский филиал федерального государственного

Автономного образовательного учреждения высшего профессионального

Образования «Национально исследовательский университет «Высшая школа экономики»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

по специальности 140101 «Тепловые электрические станции»

специальности 140101 «Тепловые электрические станции»

Тема: Проект тепловой части ТЭЦ мощностью 330МВт, расположенной в г. Пенза

Разработал: Брикилева В.О.

Руководитель: Городецкая И.Л.

Консультанты: Ананич С.Н.

Нормоконтролер: Давыдова З.Н.

2011

Аннотация

В последние десятилетия произошли коренные изменения в экономике страны. Пока они не дали ожидавшегося экономического эффекта.

Форсированная всеохватывающая приватизация, радикальная либерализация экономических отношений, практическая потеря государством контроля над экономической ситуацией в стране привели к снижению ВВП, падению жизненного уровня людей, катастрофическому сокращению инвестиций, старению и снижению технического уровня оборудования, снижению производительности труда и росту стоимости производства. За прошедшие годы практически не произошло реструктуризации производства, и наметившийся промышленный рост базируется прежде всего на использовании «законсервированного» устаревшего оборудования.

При современном состоянии энергетики в России невозможно поддерживать прогрессирующий рост производства и транспортных услуг.

Для вывода энергетики из надвигающегося серьезного кризиса необходима разработка специальной государственной программы-аналога плана ГОЭЛРО с активной регулирующей ролью государства. Позитивный опыт прошлого должен быть творчески воспринят сегодняшним поколением.

Исторический опыт доказал правильность и не приходящую практическую значимость главнейших концепций научно-технического развития выработанных в плане ГОЭЛРО, - первой единой общегосударственной программе социального, экономического и промышленного строительства на базе электрификации.

Темой данного проекта является разработка ТЭЦ в городе Пенза мощностью 330МВт, работающей на угле Кузнецком.

теплоэлектроцентраль водогрейный котел насос электростанция

1.Выбор типа и количества турбин, энергетических и водогрейных котлов

В соответствии с заданием проектируется ТЭЦ в городе Волгоград с установленными на ней турбинами типа Т-110/120-130 в количестве двух штук. Начальные параметры пара: ; ; D₀=

Основное топливо ТЭЦ-газ, резерв мазут, электрическая мощность составляет , тепловая нагрузка  из которых горячее водоснабжение составляет , а отопление

Станция выполнена с блочными связями.

Число регенеративных отборов семь, два из которых регулируемых для сетевой установки. Конечное давление пара: .

В соответствии с нагрузками принимаю паровую турбину Т-110/120-130-3штуки

Данная турбина подходит для установки на проектируемой станции.

Энергетический котел выбирают по давлению перед турбиной,

расходу пара на турбину и по виду топлива.

Выбор энергетического котла:

Принимается блочная ТЭЦ. Паропроизводительность котла рассчитывается по максимальному расходу пара через турбину с учетом запаса и расхода на собственные нужды

(1.1)

где: суммарный максимальный расход пара турбину.

запас производительности, %

0,02

расход пара на собственные нужды по таблице 3.2 [1],%

0,03

  (1.2)

где: n_т-количество турбин

максимальный расход пара на все турбины

 

В соответствии с полученными расчетами выбираем три котла Е-500-140

Паропроизводительностью Д_К = 500т/ч и давлением Р_К = 140 ат.

Резервный блок на блочной ТЭС не устанавливается, однако предусматривается установка резервного водогрейного котла на случай выхода из строя одного из блоков.

Основные технические характеристики котла:

Паропроизводительность котла - 500 т/ч

Давление пара на выходе - 13,8 МПа

Температура перегретого пара - 570 ⁰С

Температура питательной воды - 230 ⁰С

Выбор пиковых водогрейных котлов:

 Пиковые водогрейные котлы выбираются по пиковой

теплофикационной нагрузке:

(1.3)

где:

-расчетная нагрузка, ГДж/ч; =7400 ГДж/ч

α_тэц-коэф. теплофикации, α_тэц=0,5

 

Выбираю котел КВ-ГМ-180.

Количество ПВК вычисляется :

 (1.4)

где:_пик - тепловая нагрузка ПВК, Гкал/ч

производительность одного котла, 180ГКал/ч

n=

В соответствии с полученными расчетами выбираем пять работающих водогрейных котла КВ-ГМ-180 и один резервный

Номинальной теплопроизводительностью 180 ГКал/ч.

2. Составление и описание принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчёт на заданном режиме

2.1 Описание тепловой схемы ТЭЦ

В соответствии с заданием на ТЭЦ установлено три машины Т-110/120-130 , выполнено блочно. В соответствии с тепловым расчетом максимальный расход пара на одну турбину равен 485 т/ч.

На каждую турбину устанавливается котел типа Е-500-140.

Каждый турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из двух сетевых подогревателей и ПВК. Температурный график составляет t_пр/t_обр-150/70

Система ГВС закрыта, что соответствует незначительной подпитке.

Пар после прохождения проточной части турбины поступает в конденсатор, где конденсируется и подается конденсатным насосом в деаэратор.

Турбина типа Т-110/120-130 имеет семь отборов из них два регулируемых для сетевой установки. На каждую турбину устанавливается по два конденсатора, где пар конденсируется и заводится в основной деаэратор.

Регенеративная установка каждого турбоагрегата состоит из трех подогревателей высокого давления (ПВД) и четырех подогревателей низкого давления (ПНД) в которых производится нагрев рабочего тела до температуры питательной воды равной 230⁰С. Основной конденсат и питательная вода нагреваются в регенеративных подогревателей пара из отборов турбины. Деаэрация питательной воды производится в деаэраторе с давлением 0,59 МПа. Нагрев в деаэраторе питательной воды производится до температуры 20⁰С. Слив дренажа на ПВД - каскадный с последующим заводом его в основной деаэратор. Слив дренажей с ПНД - комбинированный с последующим заводом в ЛОК.

Основные параметры турбины

Начальные параметры пара.

Р=12,75МПа t=555⁰С

Число регенеративных отборов - семь.

Конечное давление пара.

Р=0,0053 МПа

Температура питательной воды.=230⁰С

Давление пара в регулируемых и нерегулируемых отборах:

ПВД 7 Р₁=3,32 МПа

ПВД 6 Р₂=2,28 МПа

ПВД 5 Р₃=1,22 МПа

Деаэратор Р₃=1,22 МПа

ПНД 4 Р₄=0,57 МПа

ПНД 3 Р₅=0,169 МПа

ПНД 2 Р₆=0,084 МПа

ПНД 1 Р₇=0,037 МПа

Конденсатор Р_к=0,0053 МПа

Принципиальная тепловая схема

Принципиальная тепловая схема приведена на рисунке 2.1

Повышения температуры питательной воды в

питательном насосе

;⁰С(2.3.1)

гдеудельный обьем м³/кгн - давление на стороне нагнетания питательного насоса, МПав - давление на стороне всасывания питательного насоса, МПа

С - удельная теплоёмкость, кДж/кг°C

ήпн - КПД питательного насоса

⁰С

 

2.2 Определение температуры дренажей питательной воды и конденсата после ПВД и ПНД

Принять потери давления в трубопроводах отборного пара от 2⁰С до 5⁰С. Недогрев на ПВД и ПНД 5⁰С. Нагрев в деаэраторе 19⁰С

∆t_ПВД=t_ПВ-t_{ПОСЛЕ ПН}

где_: t_ПВ- температура питательной воды перед котлом

t_{ПОСЛЕ ПН -}температура воды за питательным насосом

∆t_ПВД=232 -164=68/3=22,6⁰С

∆t_ПВД=22,6⁰С_ПВД7= 164+22,6=186,6⁰С_ПВД8=t₇+∆t=186,6+22,6=209,2⁰С_ПВД9=t₈+∆t=209,2+22,6=231,8⁰С

∆t_ПНД=140-40=100/4=25⁰С_ПНД2=t₁+∆t=40+25=65⁰С_ПНД3=t₂+∆t=65+25=90⁰С_ПНД4=t₃+∆t=90+25=115⁰С

2.3 Расчет сетевой установки

1-сетевые насосы; 2-потребитель; 3- сетевые подогреватели

Рисунок 2.2- Схема включения сетевой установки

Расход сетевой воды:

(2.5.1)

где: _p - тепловая нагрузка, гДж/ч; Q_p =4400_ПР = 150⁰С - температура в прямой магистрали теплосети._ОБР = 70⁰С - температура в обратной магистрали теплосети.

С - удельная теплоемкость, кДж/кг⁰С

Уравнение теплового баланса 1-го сетевого подогревателя:

Дсп1 (i6 - iво)ή_п = Дсв (i2 - i1),т/ч(2.5.2)

Уравнение теплового баланса 2-го сетевого подогревателя:

Дсп2 (i7 - iно)ή = Дсв (i2 - i1),т/ч(2.5.3)

 

Определение температуры пара на сетевой подогреватель верхнего отбора:

Дсв=т/ч(2.5.4)

где :

Д_св - расход сетевой воды, т/ч;

α_ТЭЦ- коэф.теплофикации_обр- температура в обратной магистрали сети

с - удельная теплоемкость,кДж/кг⁰С

Дсв=

Определение температуры пара на сетевой подогреватель нижнего отбора:

t ₁ =⁰С(2.5.5)

где t ₂ - температура пара верхнего отбора _обр - температура в обратной магистрали сети

t ₁ =

tв.о = tн2 = 115˚C Рв.о = 0,169 МПан.о = tн1= 95˚C Рн.о = 0,084 МПа

 

2.4 Процесс расширения пара в турбине

Процесс расширения пара разбивается на три отсека:

- от начального Р пара до третьего регулируемого отбора

·   от третьего регулируемого отбора до нижнего теплофикационного отбора

·   от нижнего теплофикационного отбора до конечного Р

Внутренний относительный КПД:

первого отсека равен 0,794

второго отсека равен 0,84

третьего отсека равен 0,75

Ро=12,75 МПа=130 бар

tо=555°C

Ιо=3482 КДж/кг

i₀=3482 КДж/кг ∆H_T=3482-2839=643 КДж/кг ∆H=510/4=127мм₂=2839 КДж/кг ∆H^І_р=643•0,794=510 КДж/кг (масштаб)_пп=2963 КДж/кг ∆H_T==2963-2479=457КДж/кг ∆H=383/4=95мм_но = 2479 КДж/кг ∆H^ІІ_р=457•0,8=383КДж/кг (масштаб)

i_нто^, =2599КДж/кг ∆H_T=2599-2230=369 КДж/кг ∆H=276/4=69мм_К =2230КДж/кг ∆H^ІІІ_р=369•0,75 =276 КДж/кг (масштаб)

 

Таблица Параметры воды и пара.

Точка процесса	Параметры греющего пара		Параметры конденсата греющего пара		Питательная вода и основной конденсат
	Давление	Энтальпия	Температура насыщения	Энтальпия	Температура	Энтальпия
	Р, МПа	i, кДж/кг	tн, 0С	i, кДж/кг	t, 0С	i, кДж/кг
Перед турбиной	12,75	3482	-	-	-	-
1 отбор ПВД 7	3,32	3184	265	1110	260	1089
2 отбор ПВД 6	2,28	3100	233	976	228	955
3 отбор ПВД 5	1,22	2988	201	842	196	821
Деаэратор	0,6	2988	164	666	159	666
4 отбор ПВД 4	0,57	2880	145	607	140	586
5 отбор ПНД 3	0,294	2760	129	540	124	520
6 отбор ПНД 2	0,169	2682	115	481	110	460
7 отбор ПНД 1	0,084	2598	95	398	90	377
Конденсатор	0,005	2340	34	142	34	142

2.5 Расчёт подогревателей высокого давления

Расчет ПВД-7

Рисунок 2.4. Схема включения подогревателей высокого давления

Расчет ПВД-6

Расчет ПВД-5

2.6 Расчёт расширителей непрерывной продувки

-Первая и вторая ступени сепарационной установки.

Рисунок 2.5 Схема двухступенчатой сепарационной установки.

При расчете принимаем двухступенчатую схему сепарации.

При этом давление в расширителе берется с учетом гидравлических потерь в трубопроводах, соединяющих расширитель с аппаратом, куда поступает пар

Величина продувки составляет:

 

где  = 1,5% от паропроизводительности котла

Д^Іп=0,01∙500=5 т/ч

Где  = 1,5% от паропроизводительности котла

Давление в барабане котла:

где :

- номинальное давление пара в котле

- гидравлическое сопротивление пароперегревателя

В данном случае целесообразно завести пар из 1 ступени сепаратора в деаэратор, поэтому давление в РНП- 0,7 МПа.

Количество пара, отсепарированного в РНП и потеря продувочной воды определяются из уравнения теплового и материального баланса расширителя продувки:

где : - энтальпии ''_c2 -продувочной воды,''_c1 -отсепарированного пара и'_c1 -отсепарированной воды, КДж/кг

-коэффициент, учитывающий охлаждение сепаратора, принимается равным 0,98

Количество продувочной воды после сепаратора первой ступени:

D'_пр= D_пр-D_с1=5-2,1=2,9т/ч

Количество продувочной воды после сепаратора второй ступени:

Где:

h''_c2 - энтальпия сухого насыщенного пара, кДж/кг'_c2 -энтальпия отсепарированной воды, кДж/кг

Количество продувочной воды ,сбрасываемой в канализацию:''_пр = D'_пр - D_c2 =2,9-0,23=2,67т/ч

 

2.7 Расчёт основного деаэратора

Рисунок 2.6. Схема основного деаэратора

Уравнение материального баланса:

 

Уравнение теплового баланса деаэратора

 

2.8 Расчет подогревателей низкого давления

Рис.2.7. Схема включения подогревателей низкого давления

Уравнение теплового баланса ПНД 4:

,кг/с(2.12.1)

Уравнение теплового баланса ПНД 3:

, кг/с(2.12.2)

Где

D_k2=114,2-4,9=109,3 кг/с

Уравнение теплового баланса ПНД 2:

Где

Уравнение теплового баланса ПНД 1:

где ₇ =

Количество добавочной воды для подпитки цикла:

D^пк_д =0,012D_пв+ D''_пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с_k-p = D_k -D₇ -D^пк_д=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с

2.9 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей:

Мощность потока пара в турбине первого отбора:

Второго отбора:

Третьего отбора:

Четвертого отбора:

Пятого отбора:

Шестого отбора:

Седьмого отбора:=(D7+DН)(i0-i7)=(1,2+47,3)(3482-2598)=42874кВт

Уравнение теплового баланса ПНД 1:

где ₇ =

Количество добавочной воды для подпитки цикла:^пк_д =0,012D_пв+ D''_пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с_k-p = D_k -D₇ -D^пк_д=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с

2.10 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей

Мощность потока пара в турбине первого отбора:

Второго отбора:

Третьего отбора:

Четвертого отбора:

Пятого отбора:

Шестого отбора:

Седьмого отбора:

N7=(D7+DН)(i0-i7)=(1,2+47,3)(3482-259

Уравнение теплового баланса ПНД 1:

где ₇ =

Количество добавочной воды для подпитки цикла:

D^пк_д =0,012D_пв+ D''_пр=0,012*140+0,73=2,41кг/с_k-p = D_k -D₇ -D^пк_д=13,2-1,2-2,4=9,59кг/с

2.11 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей

Мощность потока пара в турбине первого отбора:

Второго отбора:

Третьего отбора:

Четвертого отбора:

Пятого отбора:

Шестого отбора:

седьмого отбора:

Мощность на зажимах генератора:

Определение относительной погрешности:

3. Выбор вспомогательного оборудования станции

 

3.1. Комплектное оборудование

 

1. Конденсатор: типоразмер - КГ2-6200-2

. Основной эжектор: ЭП - 3 - 2А (2 штуки)

Встроены в маслобак

 

3.2 Выбор регенеративных подогревателей

В соответствии с НТП количество подогревателей определяется числом отборов турбины

Таблица 3 Регенеративная схема

Тип подогревателя	Площадь поверхности теплообмена	Номинальный массовый расход	Расчетный тепловой поток	Максимальная температура пара	Гидравлическое сопротивление
ПН-250-16-7-III	250	111,1	11,6	400	10
ПН-250-16-7-IV	250	111,1	11,6	400	10
ПВ-425-230-13	425,420,630	152,8	14,07	450	25
ПВ-425-230-13	425,420,630	152,8	14,07	450	25
ПВ-425-230-13	425,420,630	152,8	14,07	450	25

 

3.3 Выбор оборудования конденсационной установки

В соответствии с НТП конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор, необходимому напору.

Конденсатный насос должен иметь резерв.

Расчет параметров:

Подача конденсатного насоса:

где:^ном_т - номинальный расход пара на турбину^к _max - максимальный расход пара в конденсаторе_р.о - сумма расхода пара в регенеративных отборах_k = 485-110=375 т/ч_KH=1,1*375=412,5 т/ч

Напор конденсатных насосов определяется исходя из давления в давления в деаэраторе, преодоление сопротивлений во всей регенеративной схеме, гидравлические сопротивления трубопроводов а также высота установки деаэратора (для создания подпора питательному насосу).

Полный напор конденсатного насоса:

 (3.3.1)

где:

К - коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления._Г - геометрическая высота подъема конденсата и равна разности уровней деаэратора и конденсатора.

- коэффициент перевода

Р_Д и Р_К - давление в деаэраторе и конденсаторе.

Суммарные потери напора:

(3.3.2)

где:_ПНД - гидравлическое сопротивление ПНД_ОУ - гидравлическое сопротивление охладителей уплотнения_ТР - гидравлическое сопротивление трубопроводов_ПИТ - гидравлическое сопротивление питания клапана деаэратора

В соответствии с полученными расчетами D_КН=413т/ч; H=183 м ; по литературе[1] выбирается два конденсатных насоса серии КсВ 500-220

Один рабочий и один резервный.

Характеристика насоса:

КсВ 500-220=500 м³/ч

H=220 м

Допустимый кавитационный запас 2,5 м

N=400 КВт

η=75%

3.4 Выбор питательного насоса

В соответствии НТП для ТЭС с блочными схемами подача ПН определяется максимальным расходом питательной воды на питание котла с запасом не менее 5%.На блоках с давлением до 13 МПа устанавливается

один питательный насос с подачей 100%.Питательный насос принимается с гидромуфтами и электроприводом. Резервный насос не устанавливается, а хранится на складе для каждого типоразмера. Питательный насос определяется по двум параметрам: D_ПН и Р_ПН

 

 где:

Р_Б - давление в барабане, мПа

Р_С -суммарное гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта, мПа

Р_С= Р_КЛ+ Р_ТР.ПР+ Р_ПВД+ Р_ЭК;

где: Р_КЛ - сопротивление клапана питания котла равное 0,1 МПа

Р_ТР.ПР - сопротивление трубопровода от насоса до котла равное 0,2 Мпа Р_ПВД - гидравлическое сопротивление ПВД по таблице 3.2.

Р_ЭК - сопротивление экономайзера

- геодезический напор, МПа

где:

ρ_Н - плотность воды в нагнетательном тракте, т/м³

Н_Н - высота столба воды на нагнетательной стороне насоса, мм. в. ст.

где: Р_д - давление в деаэраторе, мПа

∆Р^ВХ_С - сопротивление водяного тракта до входа в

ПН равное 0,01 МПа

Н_В - высота столба воды на всасывающей стороне и принимается по условию кавитационного запаса на всасе насоса. Допустимый кавитационный запас принимается по возможному типу размера насоса в зависимости от необходимой подачи насосов._ПН= (1+0,02+0,02)485∙1, 1=544 м³/ч

Р_С=0,1+0,2+0,75+0,75=1,85 мПа

Р_СР=(3.4.2)

Р_СР=

t_СР=(3.4.3)_СР= ρ_Н=

В соответствии с полученными расчетами: паропроизводительность D=544м³/ч; давление - Р_ПН=16,1 мПа выбираем насос марки ПЭ - 580 - 185 в количестве 1 штуки. Один рабочий и один резервный, хранящийся на складе.

Характеристика питательного насоса:

ПЭ 580 -185

Подача - 580 м³/ч

Напор - 2030 м

Дополнительный кавитационный запас 15 м

Частота вращения:n, 2904 об/мин

Мощность,365 КВт

η=80%

3.5 Выбор деаэраторов питательной воды (основных, повышенного давления)

В соответствии с НТП суммарная производительность деаэратора питательной воды выбирается по максимальному ее расходу.

На каждый блок устанавливается один деаэратор.

Суммарный запас питательной воды в баках основного деаэратора обеспечивается в течении:

для блочных станций 3,5 мин.

К основному деаэратору предусмотрен подвод резервного пара для удержания в нем давления при сбросах нагрузки при пусках.

Тепло выбора деаэрации используется в тепловой схеме станции.

Расход питательной воды :

D_ПВ= (1+α+β)D_ТМ ; т/ч(3.5.1)

где: α =0,02 β=0,01

D_ПВ=(1+0,02+0,01)∙485=499т/ч

Максимальная полезная вместимость бака деаэратора .

(3.8.2)

где: τ - запас времени- удельный объем равный 1,1 м³/ч

В соответствии с полученными расчетами D_ПВ=499 т/ч; U_БДП=31,8 м³

выбираем деаэратор марки ДП - 500 М2 в количестве одной штуки

Характеристика:

Номинальная производительность-138,9кг/c

Давление допускаемое при работе предохранительных клапанов-7,5кг/c

Пробное гидравлическое давление-9кг/c

Рабочее давление - 0,5МПа

Рабочая температура - 158⁰С

Диаметр колонки-2000мм

Геометрическая емкость колонки-8,5 м³

Полезная емкость аккумуляторного бака-65м

Типоразмер охладителя выпара ОВ-18 БДП-65-1-3

Полезная емкость-65м

Геометрическая емкость-78м

Максимальная длина-9100м Масса-16,95т

3.6 Выбор расширителя непрерывной продувки

В соответствии с НТП, расширитель непрерывной продувки служит для использования теплоты непрерывной продувки, для частичного возврата рабочего тела в тепловую схему ТЭЦ, расширитель непрерывной продувки используется в барабанных котлах. Для котлов с давлением больше 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды.

Величина продувки 1% от паропроизводительности котла.

Р_{1 ступени}=0,7 МПа

Р_{2 ступени}=0,15 МПа

Выбор типа РНП первой ступени.

D_ПР=0,01∙500=5 т/ч

2.Коэффициент сепарации:

Количество пара образующегося в РНП:

D¹=К¹_СЕП∙D_ПР (3.6.2)

D¹=0,4 ∙5=2,15 т/ч

Объем пара образующегося в расширителе первой ступени:

V¹= D¹ ∙ V^” м³/ч

где: ^” - удельный объем сухого - насыщенного пара при давлении равном 0,7МПаV^”=0, 27 м³/кг¹= 2,15 ∙ 0,27∙10³=586 м³/ч

5.Необходимый объем расширителя:

(3.6.3)

где: _К - установлено на один расширитель три котла.

Н - норма напряжения парового объема расширителя.

В соответствии с полученными расчетами V^І расширителя составляет 2,3м³., поэтому выбираем расширитель серии СП-5,5, со следующими параметрами:

ёмкость расширителя=5,5м³ ;

наружный Ø = 1520мм.;

«Таганрогского котельного завода»

Выбор типа РНП второй ступени:

1. D_ПР=0,01∙500=5 т/ч

2.Коэффициент сепарации:

2.

3. Количество пара, образованного в РНП ІІ ступени:

D^ІІ=К^ІІ_СЕП∙D^ІІ_ПР(3.6.4)

D^ІІ=0,098∙2,85=0,27 т/ч

4. Объем пара, образуемого в РНП ІІ ступени:

V^ІІ= D^ІІ ∙U2(3.6.5)

где:-удельный объем расширителей при р=0,15 МПа^ІІ- kоличество пара, образованного в РНП ІІ ступени^ІІ=0,21 ∙ 1,151=0,24 м³

(3.6.6)

где:_k - число котлов^ІІ - объем пара, образуемого в РНП ІІ ступенинорма напряжения парового объема расширителя

В соответствии с полученными расчетами U^ІІ=1,35м³,по таблице [1] выбирается расширитель СП-7,5, со следующими параметрами:

Ёмкость расширителя=7,5м³ .;

Наружный диаметр Ø = 2020мм.;

«Таганрогского котельного завода»

3.7 Выбор сетевых подогревателей

В соответствии с НТП производительность подогревателей сетевой воды определяется по номинальной величине тепловой нагрузки турбины.

Подогрев сетевой воды в основных сетевых подогревателях выполняется в двух ступенях.

Номинальная тепловая мощность отопительных отборов составляет

гДж/ч

Q_т.о.=

Дсп =

В соответствии с полученными расчетами Дсп =46,3кг/с по литературе [1] выбираем горизонтальный подогреватель 1 ступени марки ПсГ - 2300 - 2 - 8-Іи подогреватель 2-й ступени ПсГ - 2300 - 2 - 8-ІІ

Характеристики ПсГ - 2300 - 2 - 8-І :

Давление пара - 0,03-0,15 МПа

Номинальный расход пара- 47,2 кг/с

Давление - 0,88 мПа

Температура максимальная на входе воды- 115 ⁰С

Номинальный расход воды - 972,2,кг/с

Скорость в трубах - 2,05 м/с

Гидравлическое сопротивление - 6,7 мм.в.ст.

Расчетный номинальный поток - 101,7 МВт

Характеристики ПсГ - 2300 - 2 - 8-ІІ:

Давление пара - 0,06-0,25 МПа

Номинальный расход пара- 47,2 кг/с

Давление - 0,88 мПа

Температура максимальная на входе воды- 115 ⁰С

Номинальный расход воды - 972,2,кг/с

Скорость в трубах - 2,05 м/с

Гидравлическое сопротивление - 6,7 мм.в.ст.

Расчетный номинальный поток - 101,7 МВт

3.8.Выбор конденсатных насосов сетевых подогревателей

В соответствии с НТП конденсатные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резервным насосом на 1-й ступени подогрева.

Напор насоса выбирается из условия закачки конденсата в линию основного конденсата турбины.

Суммарная тепловая мощность теплофикационных отборов составляет

767 гДж/ч.

Q=

В соответствии с полученными расчетами; суммарный расход т.о. (производительность) составляет 333 т/ч, а напор 160 м.

Выбираем конденсатный насос марки КсВ-320-160в количестве 2 штук 1 резервный.

Характеристики конденсатного насоса КсВ-320-160

Подача V=320м³/ч

Напор H=160м

Допустимый кавитационный запас-2 м

Частота вращения - n= 1500 об/мин

Мощность - N=186 кВт

КПД насоса ,n_e=75%

3.9 Выбор сетевых насосов

В соответствии с НТП сетевые насосы применяются как групповые, так и индивидуальные.

При установке сетевых насосов индивидуально число рабочих насосов принимаем две штуки у каждой турбины производительностью 50%.

Резерв храниться на складе. Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды в связи с упрощением конструкции сетевых подогревателей давление воды в подогревателе ограничено (8 атм.), а в тепловых сетях требуемое давление равно 2,2 мПа., поэтому применяется двухступенчатая перекачка сетевой воды.

где:_от - расчетная тепловая нагрузка; гДж/ч

С - удельная теплоемкость; кДж/кг_обр -= 70⁰С - температура в обратной магистрали теплосети_пр =150⁰С - температура в прямой магистрали теплосети.

Напор выбирается по условию преодоления сопротивления сетевых

подогревателей и создание необходимого кавитационного запаса на всасе.

(3.9.4)

Dсв=14014,3/3=4671,4т/ч - подача сетевого насоса

Напор сетевого насоса определяется для ІI ступени по гидравлическим испытаниям в тепловой сети

Гидравлическое давление в тепловой сети:=18 ат=180м

Н₁=2∙h_гс+h_{кз снІІ} ,м

Н₁= 2∙6,7+28=41,4м

В соответствии с полученными расчетами D_св =10001 т/ч; ; выбираем насосы:

подъёма 2 подъёма

СН 2500-60 СЭ 2500-180

(2 рабочих и 1 резервный) (2 рабочих и 1 резервный)

Подача,V =2500м3/ч Подача, V =2500м3/ч

Частота вращения, n= 1500об/мин Частота вращения, n=3000об/мин

Мощность, N=475кВт Мощность, N=1460кВт

Допустимый кавитационный запас,12м η е=84%

η е= 86% Допустимый кавитационный запас,28м

Резервные насосы хранятся на складе

4. Определение потребности станции в технической воде

- конденсатор; 2 - градирня; 3 - конденсатные насосы;

Рисунок 4.1. Принципиальная схема технического водоснабжения оборотной схемы.

Определение потребности станции в технической воде:

В соответствии с нормами технологического проектирования расход воды на устаналиваемые турбоагрегаты рассчитывается для обеспечения номинальной электрической потребности летних тепловых нагрузок, т.к. в летний период температура охлаждающей воды наивысшая.

4.1 Выбор циркуляционных насосов

 В соответствии с нормами технического проектирования для турбины марки «Т» применяются следующие системы водоснабжения: прямоточная и оборотная.

Расход охлаждающей воды принимается по среднему диаметру.

(4.1.1)

где: _К - расход охлаждающей воды при конденсатном режиме._Г.О. - расход на холодильники и газоохладители._М.О.- расход на маслоохладители._ПОДШ. - расход на подшипники.

ΣW_k =16000 т/ч_ПОДШ. =0,005∙W_К

W_ПОДШ.=0,005∙16000=80т/ч_М.О.=0,015∙W_К

W_М.О.=0,015∙16000=240т/ч_Г.О.=0,03∙W_К

W_Г.О.=0,03∙16000=480т/ч

W_Т.В.=16000+480+240+80=16800т/ч

4.2 Определение напора

1-конденсатор;

-циркуляционный насос;3-градирня

Рисунок 4.2. Принципиальная схема ТЭС для определения напора циркуляционного насоса.

В соответствии с НТП на станциях с блочными связями выбирается один насос на каждый корпус конденсатора, на турбину не менее двух, а их суммарная подача должна соответствовать расходу охлаждаемой среды.

Н_Ц.Н.=Н_Г+∑h_C+h_БР

Где Н_Г - геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха разбрызгивающего сопла (3-4 м.)

Принимаем равное 4 метрам.

∑h_C - сумма гидравлических сопротивлений (4-6 м.).

Принимаем равное 6 метрам._БР - свободный напор воды перед брызгальными соплами (4-5 м).

Принимаем равное 5 метрам.

Н_Ц.Н.=4+6+5=15 м

В соответствии с полученными расчетами Д_цн=16800/2=8400 т/ч , H_Ц.Н=15м

По литературе [1] выбираем насос типа Оп2 - 87 в количестве двух штук на один блок.

Подача - 7046 м³/ч

Напор - 15 м

Допустимый кавитационный запас - 11-13

Мощность - 565-812КВт

КПД - 80%

5. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов

Для того, чтобы рассчитать расход топлива на котел необходимо определить основные технические характеристики котла.

Технические характеристики котла.

Для того, чтобы рассчитать расход топлива на котел необходимо определить основные технические характеристики котла.

Типоразмер котла Е - 500 - 140 (3 штуки)

Паропроизводительность - 500 т/ч

Давление перегретого пара

Температура перегретого пара - 570 ⁰С

Расход пара через вторичный п. п. Двтор=0,9Д

Температура питательной воды - 230 ⁰С

Определение энтальпий пара и воды:

1.Энтальпия перегретого пара:

2.Энтальпия питательной воды:

2.Технические характеристики топлива

Основной вид топлива: Уголь Кузнецкий, Кемеровская область.

Марка топлива Г (каменный)

Класс или продукт обогащения Р,СШ.

Состав рабочей массы в %

Приведенные характеристики

Низшая теплота сгорания

Влажность

Зольностькг/МДж)

Коэффициент размолоспособности

Выход летучих на горючую массу

Температура плавкости золы

Температура нормального жидкого шлакоудаления

Тип спп - с прямым вдуванием.

Способ шлакоудаления твердое.

.Принимаем температуру горячего воздуха: _Г.В.=250⁰С

.Принять температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель,

принимаем воздухоподогреватель ТВП_в.п.=20⁰С

.Задается температура уходящих газов для газа по таблице 1.5[2]:

U_УХ=130⁰С

, м³/ч(5.1)

где_КА - полезная теплота, затрачена на получение пара, КДж/ч^Р_Р - располагаемое тепло топлива, КДж/м³

η _ка^БР - КПД котла брутто, %

где: Д - номинальная паропроизводительность; т/ч_пв - энтальпия питательной воды_пе - энтальпия перегретого пара

где₆- потери тепла с физическим теплом шлаков (0%)₅- потери тепла в окружающую среду (0,5%)₄- потери тепла с механическим недожогом (2%)₃- потери тепла с химическим недожогом (0%)₂- потери тепла с уходящими газами:

 

 

Расход резервного топлива (мазута)

Расход топлива на ПВК:

6 Угольное хозяйство

Рисунок № 6.1. Доставка хранения и первичная переработка угля.

ЛК1-ленточный конвеер №1

ЛК2-ленточный конвеер №2

ЛК3-ленточный конвеер №3

.Приемно разгрузочное помещение.

.Склад.

.Дробильное помещение.

Уголь как правило поступает на электростанцию по железной дороге. Вагоны взвешивают (вес брутто). Вагоны разгружают с помощью механических вагоноопрокидывателей. Разгрузочный уголь поступает на конвеер, по нему попадает или в дробильное помещение или на склад.

В дробильном помещении установлены молотковые дробилки, которые раскалывают уголь меньше 20мм, кроме того над конвеером установлен электромагнит, который улавливает металлические предметы. Имеется еще щепоуловитель. Из дробильного помещения по наклонной эстакаде уголь поднимается в верхнюю часть котельного цеха, а там рассыпается по бункерам. На наклонной эстакаде смонтированы весы, по ним определяют расход топлива в котельной. На электростанции должен хранится запас угля не менее чем 30 суток работы котлов. Этот запас хранится на складе, склад открытый в штабелях. Для закладки угля в штабель выбирают сухое и прохладное время года.

Штабель плотно утрамбован бульдозерами и катками. В процессе хранения систематически наблюдают температуру в штабеле, если температура угля не более 50 градусов, то это нормально. Если температура выше то стараются как можно быстрее ликвидировать штабель. При длительном хранении калорийность угля падает, поэтому долго хранить уголь нельзя. Каменные угли разрешают хранить два года.

7. Расчет диаметров, выбор типоразмеров и материалов главных паропроводов

В соответствии с НТП в основу выбора типоразмеров главных паропроводов положены прочностные расчеты.

Таблица 7.1Таблица исходных данных.

п/п	Наименование	Обозначение	Размерность	Источник	Значение
1	Расход пара на турбину	DП	кг/с	326[1]	67,4
2	Давление острого пара	P	МПа	326[1]	12,75
3	Температура острого пара	T	0С	326[1]	555
4	Плотность	ρ=1/U	кг/м3	Ривкин	36,4
5	Материал	-	-	552[1]	12Х1МФ
6	Допустимое напряжение	допМПа221[1]67
7	Скорость	W	м/c	554[1]	50
8	Поправочный коэффициент	φ-принимаем1
9	Поправка	C	Мм	принимаем	1

 

d_Н=d_ВН+2·S=210+2·22,08=254мм

В соответствии с полученными расчетами d_НхS=254х22,08 по сортаменту 552[1] выбираем соответствующий типоразмер d_НхS=273х25 ,сталь 12Х1МФ, масса = 127,3 кг/м; условный проход = 175 мм

 

8. Выбор и расчет тягодутьевых машин и дымовой трубы

Выбрать надо дымососы и вентиляторы, выбирается количество машин и типоразмер их.

Согласно НТП на котлах паропроизводительностью D≤500 т/ч надо устанавливать один дымосос и один вентилятор.

Для выбора типоразмера машины надо рассчитывать расчетную подачу

(Q_Р) и расчетный приведенный напор машины (H^ПР_р).

Расчет Q_Р:

 

 

Для вентилятора:

-коэффициент избытка воздуха в топке (=1,2)

Для дымососа:

 

 где

-находится по таблице 4.2или 4.3[2]

 

Расчет Н^ПР_Р для вентилятора и дымососа:

Н^ПР_Р=К_ρ∙Н_Р ; мм.рт.ст (9.7)

где: К_ρ - коэффициент приведения расчетного давления машины к условиям, при которых на заводе построены рабочии характеристики машины

ρ₀ - плотность воздуха при расчете вентилятора или плотность дымовых газов при расчете дымососа; кг/м³

ρ₀=0,132-воздух

ρ₀=0,132∙Мρ- если дымовые газы

Мρ - дымовые газы по рисунку 8-26 [3] в зависимости от r_Н2О

Т - абсолютная температура дымовых газов перед машиной; К

Т= t_ВХ+273; К - для вентилятора

Т= 30+273=303 К

Т= U_уХ+273; К - для дымососа

Т= 130+273=403 К

Т_ЗАВ - абсолютная температура воздуха, при котором снята заводская характеристика; К

Т_ЗАВ=30+273=303 К - для вентилятора

Т_ЗАВ=130+273=403 К - для дымососа

Н_Р - расчетный напор машины в мм.рт.ст.

Н_БАР- барометрическое давление;

Нбар=750мм.рт.ст.

Нр - расчетный напор машины

Нр = β₂∙∆Н; мм.рт.ст.

β₂ - коэф. запаса

β₂ =1,2-для дымососа

β₂ =1,15-для вентилятора

∆Н -полный перепад давлений на воздушном или газовом тракте

∆Н =230-280 мм. рт. ст. - дымосос

∆Н = 250-300 мм. рт. ст. - вентилятор

Н_Р=1 ∙287,5=287,5 мм.рт.ст. - вентилятор

Н_Р=1 ∙276=276 мм.рт.ст. - дымосос

В соответствии с полученными расчетами выбираем дымосос:р=1150931м³/ч,H^пр_р=251 мм.в.ст.

ДОД-43-1шт.

Выбираем вентилятор:р=516745,8 м³/ч,H^пр_р=290,3 мм.в.ст.

ВДН-28-ІІу-1шт

Расчет и выбор дымовой трубы:

На ТЭС строят трубы железобетонные с внутренней кирпичной облицовкой. Но если труба высотой h180-250 м, то надежнее настроить трубу с воздушным вентилируемым зазором.

Согласно НТП количество дымовых труб подбирается таким, чтобы на одну трубу работало не более 4 котлов. Для ПВК как правило устанавливается отделенная труба. Я принимаю на ТЭЦ 2 дымовые трубы. Одна на 3 энергетических котла, другая на 4 водогрейных котла.

Трубы ж.б. с воздушным вентиляционном каналом, расчет веду только одной трубы, которая работает на энергетические котлы.

Расчет высоты 1 трубы:

Высота трубы зависит от объема дымовых газов и от концентрации сернистого газа и оксидов азота в дымовых газах. Высота должна быть такой, что бы высота токсичных газов на уровне дыхания была в соответствии с санитарными нормами.

 

 

 

(9.11)

Диаметр устья:

Площадь под склад

 

Объем склада

=24*B*nк*t1 где

В- расход топлива на один котелк -количество энергетических котловзапас t=30=24*55*3*30=118800м

 

10. Выбор системы и оборудования золошлакоудаления и золоулавливания

10.1 Выбор типа системы пылеприготовления

.Бункер сырого топлива; 2.Отсекающий шибер; 3.Питатель сырого топлива; 4.Мигалка; 5.Мельница; 6.Сепаратор; 7.Пылепроводы; 8.Горелка. 9.Парогенератор.

.Воздухоподогреватель; 11.Дутьевой вентилятор; 12.Короб вторичного воздуха.

Рисунок 10.1. Замкнутая схема пылеприготовления с прямым вдуванием пыли в топочную камеру.

Существуют два типа спп

с прямым вдуванием

с промежуточным бункером

Если  то с прямым вдуванием

Еслито спп с промбункером

Принимаю спп с прямым вдуванием т.к.  отсутствует бункер с пылью и она не пожароопасна.

10.2 Выбор типа мельницы

Тип мельницы выбирается по(выход летучих) и Кло (коэффициент размолоспособности) см n2 расчета по табл1.3(2) выбирается тип мельницы

Мельница-Молотковая.=760-1500об/мин.

Достоинства: расход электроэнергии меньше чем у с.м.

Хорошая сушка топлива.

Пыль из мельницы улетает прямо в горелку, нигде не залёживаясь, вероятность взрыва min.

Недостатки: помол очень грубый.

10.3 Золоулавливание

Для ТЭС выбирают электрофильтры или мокрые скруббера.

Выбираю электрофильтры.

Электрофильтр-это набор из нескольких сотен пластин и решеток в одном корпусе.

Расстояние между элементами 100мм. От выпрямителя подается напряжение постоянного тока u=90кВт. В коридорах мощное электрическое поле.

Дымовые газы проходят по коридору и зола электреризуется и притягивается к пластинам с положительным зарядом. Переодически пластины встряхивают. Зола ссыпается в бункер, а из него смывается в систему золошлакоудаления. Недостаток- отрыв пластин от каркаса.

10.4 Золошлакоудаление. (твердое)

.Топка; 2.Шнек с шлакодробилкой; 3.Золоуловитель; 4.Золосмывной аппарат;

.Шлаковый канал; 6.Диабазовая эрозионная защита канала; 7.Побудительные сопла;

.Шлакодробилка; 9.Железоуловитель; 10.Багерный насос; 11.Шлакозолопровод;

.Золоотстойник.

Рисунок 10.4.Схема гидромеханической оборотной системы шлакозолоудаления.

Шлак из под топки и зола из под золоуловителя смывается водой в самотечные каналы, расположенные под нулевой отметкой. Смесь золы шлака и воды называется пульпа, она стекает в багерные насосы, расположенные в котельне.

Из насосов пульпа течет на золоотвал. Для стимуляции прохода пульпы по каналам в них установлены побудительные сопла. (17)

Золоотвал сооружают на территории для земледелия и строительства (овраги, болота) Пространство окружают со всех сторон земляной дамбой и смывают туда пульпу.Зола и шлак оседают на дно, а осветленная вода очень кислая, жесткая с растворимыми в ней таксичными веществами в водоем быть сброшена не может, ее насосами возвращают обратно в котельную для смыва шлака и золы.

Некоторое количество воды примерно 5% отводится на очистные сооружения, сбрасывается в водоем и восполняется в системе ГЗУ чистой водой.

Багерные насосы работают в очень тяжелых условиях износа колеса и брони корпуса.

Поэтому устанавливают 4 насоса: 2 в работе, 1 в резерве и один в ремонте.

Колесо и броня изготовлены из морганцовистой стали.

11. Схема подготовки добавочной воды

- насос сырой воды; 2 - подогреватель сырой воды; 3 - осветитель; 4 - «бак накопитель»; 5 - механический фильтр; 6 - водород - катионный фильтр I ступени; 7 - анионный фильтр I ступени; 8 - декарбонизатор; 9 - водород - катионный фильтр II ступени; 10 - анионный фильтр II ступени;

Рисунок 11.1 Схема подготовки добавочной воды.

На проектируемой электростанции применяется двухступенчатая схема химического обессоливания. Сырая вода подогревается до температуры и поступает в осветитель, где освобождается от галоидных частиц. Осветленная вода сливается в «бак - накопитель». Из бака вода направляется в механический фильтр, где из нее удаляются грубодисперсные примеси. Далее вода направляется на фильтры химической очистки; первым в схеме стоит водород - катионный фильтр, в нем задерживаются ионы кальция, магния, натрия и заменяются на ионы водорода. Обработанная вода умягчается и снижает свое солесодержание.

Затем вода поступает в слабоосновной анионитный фильтр; в нем анионы серной и соляной кислоты задерживаются, а ион OH (гидроксильный ион) уходит в воду. Далее декарбонизатор, в котором из воды удаляется растворенный в ней CO₂. Из декарбонизатора вода поступает на фильтры второй ступени. Водород - катионный фильтр второй ступени улавливает те ионы Ca, Mg, Na, которые проскочили через первую ступень. Анионитный фильтр второй ступени является сильноосновным фильтром, в нем улавливаются анионы слабых кислот, в основном кремниевой, т.е. происходит обескремнивание воды. Очищенная вода поступает в подпитку регенеративного цикла.

Требования к качеству питательной воды:

-  общая жесткость 1 мГр экв/дм³

-       соединение железа 20 мГр/дм³

-       кислород 10 мГр/дм³

-       удельная электропроводимость <1,5 мкСм /см

-       кремниевая кислота 30 мГр/дм³

12. Перечень средств автоматизации и технологической защиты котельных агрегатов

К наиболее важным защитам котельных агрегатов барабанного типа относятся защиты, действующие при отклонении уровня в барабане до верхнего или нижнего допустимого предела, т.е. при перепитке котла водой или при упуске уровня. На прямоточных котлах большее значение имеет защита при прекращении подачи питательной воды по любой из магистралей котла при повышении или понижении давления перед задвижкой, встроенной в тракт котла, и при разрыве труб водяного экономайзера или нижней радиационной части.

Важное значение имеет для котлов всех типов защита при погасании пылевого факела в топке, при отключении всех дутьевых вентиляторов или дымососов; при недопустимом повышении или понижении температуры свежего пара; при повышении температуры вторичного пара до верхнего установленного предела; при падении давления жидкого или газообразного топлива перед котлом, работающем на мазуте или на газе; при прекращении расхода пара через промежуточный пароперегреватель.

Перечисленные защиты обычно действуют на останов котла, а в некоторых случаях-на снижение его нагрузки. Кроме них применяются еще защиты, выполняющие местные операции по котлу: включают мазутные форсунки при потускнении факела в топке; подают охлаждающую воду на аварийный впрыск при повышении температуры перегрева вторичного пара до первого установленного предела; сбрасывают воду из барабана котла при повышении уровня до первого предела; включают аварийный сброс из прямоточного котла при повышении влажности среды за переходной зоной.

Схема действия защит, останавливающая барабанный котел:

При снижении температуры ядра пылевого факела(потускнение факела) фотосопротивления с выдержкой времени порядка 3 сек, подают команду на включение мазутных форсунок, а на щит подается световой сигнал. После восстановления пылевого факела мазутные форсунки отключаются дистанционно или автоматически. Если несмотря на команду на включение мазутных форсунок яркость пылевого факела не восстановится и факел погаснет, по истечении 8-9сек устройство подает команду на останов котла. Для повышения надежности необходимо, чтобы были поданы сигналы от обоих фотосопротивлений.

Защита при повышении уровня воды в барабане котла имеет две ступени срабатывания и, кроме того, при первоначальном повышении или понижении уровня подает световой или звуковой сигнал. При достижении первого установленного предела повышения уровня открываются две установленные последовательно задвижки на линии аварийного слива из барабана. В случае восстановления нормального уровня задвижки закрываются. Защиты действующие на останов котла при повышении уровня до второго установленного предела или понижения уровня, включены по схеме «два из трех» (или по схеме с последовательным включением контактов). Для автоматического отключения котла необходимо, чтобы сработали два любых из имеющихся приборов.

Отключение одного из двух вентиляторов или дымососов приводит к снижению нагрузки котла. Остановка обоих механизмов вызывает остановку котла. Отключение одного из вентиляторов первичного воздуха вызывает снижение нагрузки, а при остановке обоих котел переводится в растопочный режим или останавливается в зависимости от расположения контактных накладок в электрической схеме защиты.

Схема защиты прямоточного котла:

Падение давления газа или мазута с предупреждением о том, что задвижка на топливопроводе перед котлом автоматически закрылась, приводит к отключению котла. Сигнал о прекращении подачи питательной воды, поданный от двух приборов, включенных по схеме «два из трех» или с последовательным включением контактов, действует на отключение котла с выдержкой времени 3 сек. Повышение температуры за нижней радиационной частью котла, измеренной двумя термопарами, включенными по последовательной схеме, приводит к отключению котла без выдержки времени. Снижение температуры за средней радиационной частью котла, измеренной одной из двух установленных на котле термопар, приводит к открытию задвижки на линии аварийного сброса среды из водопарового тракта котла. Повышение или понижение давления перед встроенной задвижкой приводит к отключению котла без выдержки времени. Давление измеряется двумя электроконтактными манометрами типа ЭКМ. Контакты защиты при повышении давления включены параллельно, а защита при понижении давления имеет последовательно включенные контакты. В многониточных котлах защитой снабжается каждый тракт.

На рисунке 9-1 показана схема действия блокировок при остановке котлов разного типа. Для отключения котла, работающего на пылевидном топливе, защита, рассчитанная на выполнение этой операции, дает через свою электрическую схему параллельную команду на отключение дутьевых вентиляторов и топливоподающих устройств (питателей пыли). На котлах, сжигающих жидкое или газообразное топливо, защита воздействует на закрытие быстродействующих запорных и регулирующих топливных клапанов перед котлом, оставляя дутьевые вентиляторы в работе (если блокировка не останавливает дымососы). Дальнейшие действия осуществляются по блокировке. При этом помимо отключения двигателей механизмов выполняются следующие операции:

устройствами, заменившими грузовые предохранительные клапаны прямого действия, долгое время применявшиеся на котлах относительно небольшой производительности. Схема импульсно предохранительного устройства показана на рисунке 9-2. При нормальном давлении пара в коллекторе импульсный клапан 1 закрыт грузом 2 и не пропускает пар из коллектора.

 

13. Схема и описание принятой компоновки основного оборудования в главном корпусе ТЭС

В главном корпусе паротурбинной ТЭЦ размещаются котлы и турбины с генераторами, относящиеся к ним вспомогательное оборудование, распределительное устройство собственного расхода (РУСР), от которого осуществляется электропитание механизмов и устройств, находящихся в главном корпусе, щиты управления и некоторые другие элементы электростанции.

Главный корпус является многопролетным зданием, в котором каждый пролет предназначается для размещения однотипного оборудования.

Пролет, в котором установлены турбины, называется машинным отделением. Следующий пролет - деаэраторное отделение, затем котельное отделение, далее помещение дымососов.

Машинное отделение.

В машинном отделении ТЭЦ устанавливаются турбины с вспомогательным оборудованием, питательные насосы.

На станции принято поперечное расположение турбины. При поперечной компоновке минимальный пролет определяется длинной фундамента турбины с учетом габаритных размеров выема ротора генератора. Преимуществом такой компоновки является более простой подвод пара к турбине. Пролет составляет 39 м.

При поперечной компоновке в машинном отделении для прокладки циркуляционных водоводов и установке конденсатных и циркуляционных насосов предусматривается подвал.

Высота подвала определяется диаметром циркуляционных водоводов с учетом диаметра труб, пересекающих водовод и составляет 2,5-3,5 м.

Высота машинного отделения выбирается так, чтобы обеспечивалась возможность транспортирования статора генератора мостовым краном.

Деаэраторное отделение.

В деаэраторном отделении размещается трубопроводы с узлами арматуры, РОУ, БРОУ, щиты управления и распределительное устройство собственного расхода (РУСР).

Деаэраторное отделение расположено между котельным и машинным отделением, что компоновочно удобно, поскольку в этом отделении находится оборудование, необходимое одновременно и котлам и турбинам.

Пролет составляет 10,5 м.

Котельное отделение.

 В котельном отделении находится парагенерирующее оборудование - котлы типа Е - 500 - 140 ГМ. Котел устанавливают, как правило, фронтом параллельно машинному залу. На нулевой отметке имеется фронтальный мостовой кран. В котельном отделении предусматривается железнодорожный въезд. За пределами котла располагается газовоздушный тракт, включая вентилятор, дымосос, дымовую трубу. Пролет составляет 30 м.

14. Мероприятия по охране труда, техника безопасности и пожарной профилактике

Хранить в складах (помещениях) вещества и материалы необходимо с учетом их пожароопасных физико-химических свойств (способность к окислению, самонагреванию и воспламенению при попадании влаги, соприкосновении с воздухом и т. п.), признаков совместимости и однородности огнетушащих веществ. Запрещается:складировать уголь свежей добычи на старые отвалы угля, пролежавшего более одного месяца, принимать на склады уголь и торф с явно выраженными очагами самовозгорания. Транспортировать горящий уголь и торф по транспортерным лентам и отгружать их в железнодорожный транспорт или бункера. Располагать штабели угля и торфа над источниками тепла (паропроводы, трубопроводы горячей воды, каналы нагретого воздуха и т. п.), а также над проложенными электрокабелями и нефтегазопроводами. Уголь различных марок, каждый вид торфа (кусковый и фрезерный) должны укладываться в отдельные штабели. При укладке угля и его хранении не допускается попадание в штабели древесины, ткани, бумаги, сена, торфа, а также других горючих отходов. Твердое топливо (уголь, сланец, торф), поступающее на склад для длительного хранения, должно укладываться в штабели по мере выгрузки его из вагонов в возможно короткие сроки.Не разрешается неорганизованное хранение выгруженного топлива сроком более двух суток .Для выполнения регламентных работ со штабелями, а также проезда механизмов и пожарных машин расстояние от границы подошвы штабелей до ограждающего забора или фундамента подкрановых путей должно быть не менее 3 м, а до наружной грани головки рельса или бордюра автодороги - не менее 2 м. Не разрешается засыпать проезды твердым топливом и загромождать их оборудованием. На складе должен быть обеспечен систематический контроль за температурой в штабелях угля и торфа путем установки в откосах контрольных железных труб и термометров или другим безопасным способом. При повышении температуры выше 60 С необходимо производить уплотнение штабеля в местах повышения температуры, выемку разогревшегося угля и торфа или применять другие безопасные методы по снижению температуры. Тушение или охлаждение угля водой непосредственно в штабелях не допускается. Загоревшийся уголь следует тушить водой только после выемки из штабеля. Самовозгоревшийся уголь после охлаждения или тушения вновь укладывать в штабели не разрешается.

При холостом опробовании ленточных конвейеров топливоподачи, расположенных в разных помещениях, должна предусматриваться надежная связь между руководителем испытаний и дежурным персоналом; пуск и остановки конвейеров должны производиться только по команде руководителя испытания, а экстренная остановка - по команде любого человека, заметившего какие-либо неполадки в работе механизма.

Во избежание несчастных случаев категорически запрещается перемещение рабочих на движущихся лентах конвейеров топливоподачи, удаление руками металлических предметов, притянутых магнитным сепаратором.

Входные отверстия у горловин пересыпных бункеров должны быть закрыты ограждающими решетками.

Оборудование следует отключить от источника питания энергией, чтобы не допустить произвольного пуска после прекращения механического опробования или перерывах в работе.

Категорически запрещается:

производить ремонт насосов, дымососов, вентиляторов, мельниц, конвейеров и других вращающихся механизмов на ходу;

подтягивать болты на движущихся частях механизмов;

пускать турбонасосы с неисправным автоматом безопасности.

Нельзя допускать вытекания смазочного масла из подшипников, баков, маслопроводов и скопления его на полу, так как это может вызвать пожар и падение людей.

Исправление замеченных неполадок во время работы механизмов запрещается. Для устранения неполадок механизм необходимо отключить от действующих магистралей, электродвигатель отсоединить то сети, снять плавкие предохранители, вывесить плакаты с надписью «Не включать - работают люди», отсоединить электродвигатель от вращающего механизма путем разъединения полумуфт.

15 Мероприятия по охране окружающей среды на проектируемой ТЭС

Из более чем 200 загрязнителей атмосферного воздуха, на которые установлены нормы предельно-допустимых концентраций, следует выделить пять основных:

1)твердые частицы(пыль, зола, сажа), 2)оксиды серы, 3)оксиды азота, 4)оксиды углерода, 5)углеводороды, определяющие на 90-98% валовой выброс вредных веществ в большинстве городов. Для большинства промышленных районов характерно следующее весовое соотношение поступления этих веществ в атмосферный воздух : оксид углерода около 50%, оксиды серы 20%, твердые частицы около 16-20%, оксиды азота 6-8%, углеводороды 2-5%.

Однако с учетом более высокой токсичности оксидов азота (ПДК=0,085мг/м³) по сравнению с 0,5 мг/м³ для пыли и сернистого ангидрида и 5 мг/м³ для оксида углерода) вклад их в загрязнения атмосферного воздуха городов можно оценить в 30-35%, после чего следует оксиды серы, оксид углерода и твердые частицы.

К крупным загрязнителям атмосферного воздуха следует также отнести аммиак, сероводород, сероуглерод, озон, альдегиды, полициклические ароматические, углеводороды, хлорорганические соединения, фториды, свинца, кадмия, ртути, ряд многокомпонентных, и “пахучих” соединений и других.

Оксиды серы.

Одним из наиболее крупных и трудно поддающихся очистке загрязнителей атмосферного воздуха, выбрасываемых главным образом энергетическими установками, являются оксиды серы(SO₂ и в меньших количествах SO₃).

Ежегодный выброс в нижние слои атмосферы превышает 150 млн.т; при этом от 60 до80% этого количества выбрасывается с продуктами сгорания котлов и печей.

Строительство атомных электростанций, благоприятный топливный баланс последних десятилетий, позволивший резко увеличить удельный вес используемого на электростанциях природного газа в Европейской части России и осуществить переход к широкому использованию моносернистых углей Канско-Ачинского и Экибастуского месторождений в Восточной части

России, позволили несколько отсрочить необходимость массового строительства установок сероочистки.

При этом следует учесть, что большинство ТЭЦ и ГРЭС в Европейской части России используют газ 6-9 месяцев в году, и следовательно установки сероочистки на этих станциях работали бы менее половины времени года.

Для уменьшения концентрации сернистого ангидрида в воздухе городов России реальными представляются следующие меры:

1.Замена твердого топлива и высокосернистого мазута природным газом и малосернистым мазутом в отопительных и промышленных котельных и ТЭЦ, размещенных в непосредственной близости от жилых массивов.

Реальность этого направления подтверждается благоприятным топливным балансом России, поэтому имеется возможность снабдить природным газом значительное число отопительных котельных и ТЭЦ, а также ряд крупных тепловых электростанций.

. Освоение методов улавливания сернистого ангидрида на ТЭЦ.

. Очистка мазута от серы на нефтеперегонных заводах.

.Кратковременное сжигание малосернистого мазута или газа на электростанциях при особо неблагоприятных метеорологических условиях.

Оксиды азота.

В ряду основных загрязнителей атмосферного воздуха специальное место занимают оксиды азота. В связи тем что большинство приборов основано на определении диоксида азота с предварительным диокислением оксида в диоксид, а также вследствие того что до 1983 года были установлены нормы ПДК только на содержание NO₂ в атмосферном воздухе, обычно фиксировалась сумма оксидов азота(NO₂+ NO= NO_х).

В топочных камерах котлов и промышленных печей, где минимальные локальные температуры в факеле достигают 2100-2200 К, при наличии свободного кислорода достаточно активно протекает реакция синтеза оксида азота и азота и кислорода.

Выход оксида азота растет с увеличением температуры в зоне горения. Обычно количество образовавшегося оксида азота - выше предельно допускаемых концентраций в атмосферном воздухе в 1000-20000 раз от (0,2 до 1,5г/м³)

Кислотные дожди.

В последние годы особое внимание привлечено к проблеме перемещения соединений серы и азота в атмосферном воздухе на большие расстояния (до 1000 км) от источника выброса. Эта проблема имеет важное значение для России в связи с наличием регионов с высокой концентрацией промышленности внутри страны (например, Донбасс, Подмосковье, Урал), строительством мощных топливно-энергетических комплексов, а также в связи с трансграничным переносом загрязнений из-за рубежа через западную границу России.

Проблема обострилась в последние годы, в связи со строительством электростанций большой мощности на низкосортных топливах с высоким содержанием серы и применением дымовых труб высотой 250 м и более.

Она связана как с перемещением, так и с превращением в атмосфере оксидов серы и азота, выбрасываемых главным образом электростанциями, а также другим крупными топливосжигающими установками либо предприятиями по переработке полезных ископаемых (предприятий цветной металлургии и др.)

В ряде случаев в результате последующих реакций в атмосфере токсичность первичных загрязнений воздуха существенно повышается.

При этом следует рассматривать атмосферный воздух как вторичный реактор дообразования вредных веществ (первичный, топка котла, транспортный двигатель, вторичный -атмосферный воздух).

Например при переходе NO в NO₂ в атмосферном воздухе масса вредного вещества увеличивается в 1,5 раза, а токсическое действие возрастает в 7 раз.

Обычно оксиды серы и азота находятся в атмосферном воздухе до 2-5 суток, перемещаясь с потоком воздуха на расстояния до 1 тыс.км.

При этом происходит их превращение в кислоты и сток из атмосферы с осадками в почву и в поверхностные воды.

16.Специальное задание: Котел с уравновешенной тягой

16.1 Конструкция

1.Горелки; 2.Топка; 3.Ширмы; 4.Конвективный пароперегреватель; 5.Экономайзер;

.Воздухоподогреватель; 7.Золоуловитель; 8.Дымосос; 9.Вентилятор.

Рисунок 15.1. Схема котла с уравновешанной тягой.

Нвент-напор вентилятора(мм.в.ст.)

Где

Нвент250-280мм.в.ст.

Ндым-напор дымососа(мм.в.ст.)

Ндым=280-300мм.в.ст.

Самотяга-это естественное стремление дымовых газов вверх. В топке и в дымовой трубе самотяга положительна, она помогает дымососу. В конвективной шахте самотяга отрицательна, она увеличивает нагрузку на дымосос. Недостатки этой схемы: 1.Присосы. 2.Дымосос подвержен коррозии и вибрации. Котел под наддувом.

16.2 Конструкция

1.Горелки; 2.Топка; 3.Ширмы; 4.Конвективный пароперегреватель. 5.Экономайзер. 6.Воздухоподогреватель; 7.Золоуловитель; 8.Дымосос; 9.Вентилятор.

Рисунок 15.2. Схема котла под наддувом.

Р=300мм.в.ст.

В котле под наддувом, дымосос отсутствует. Устанавливается мощный вентилятор, который прогоняет воздух до горелок и создает в топке избыточное давление равное 300мм.в.ст.Этим давлением продукты сгорания выталкиваются из газохода котла в трубу.

Достоинства: отсутствие дымососа, но котел должен быть газоплотным во избежании выбивания дымовых газов в цех. Как правило-это газомазутные котлы.

17 Экономическая часть проекта

17.1 Капиталовложения в строительство блочных ТЭЦ с однотипным оборудованием

Абсолютные капиталовложения в строительство блочных ТЭЦ

(45)

где

 - капиталовложения в головной блок, тыс. руб.;

капиталовложения в каждый последующий блок, тыс. руб.;

 - число блоков, шт.;

 - поправочный коэффициент на территориальный район строительства;

 - коэффициент инфляции.

Удельные капиталовложения

Удельные капиталовложения позволяют определить стоимость одного киловатт-часа установленной мощности, которая зависит от многих факторов: типа установки и её мощности, числа и параметров устанавливаемых агрегатов, применяемых схем технологических связей, местных условий строительства, вида используемого топлива. Капитальные удельные затраты изменяются в широких пределах и с ростом мощности электростанций и устанавливаемых на них агрегатов снижаются:

(46)

где

 - абсолютная величина капитальных вложений, тыс. руб.;

 - установленная максимальная мощность станции, тыс. кВт.

 

17.2 Выработка и отпуск электрической энергии с шин станции

Годовая выработка электроэнергии при блочных связях

(16.4)

где - установленная расчётная мощность станции, МВт;

 - число часов использования установленной расчётной мощности, ч. W_в = 330∙5600=1848000ч

Расход электрической энергии на собственные нужды

(16.5)

где - удельный расход электроэнергии на собственные нужды, %;

 - годовая выработка электроэнергии, ._сн=(10/100) ∙1848000 = 18480МВт∙ч

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённой на отпуск теплоты:

(16.6)

где - удельный расход электрической энергии собственных нужд на отпуск единицы теплоты, ;

 - годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ, ГДж/год.

W^Т_сн=(6/1000) ∙12325500= 73953 МВт∙ч

Годовой расход электрической энергии собственных нужд, отнесённой на отпуск теплоты

(16.7)^Э_сн= 184800-73953=110847 МВт∙ч

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды, отнесённой на производство электроэнергии

(16.8)

где - расход электрической энергии собственных нужд, отнесённой на отпуск электрической энергии, ;

 - годовая выработка электроэнергии, .

К^Э_сн= (110847/1848000) ∙100%= 5,9%

Годовой отпуск электроэнергии с шин станции

(16.9)

где - годовая выработка электроэнергии,;

 - расход электрической энергии на собственные нужды, ._отп = 1848000-18480 = 1829520МВт∙ч

17.3. Расход условного топлива при однотипном оборудовании

Годовой расход условного топлива котлами

(16.10)

где - расход топлива на холостой ход основного оборудования, ;

 - число однотипных турбогенераторов, шт.;

 - число часов работы турбогенератора в году (календарное число часов в году за минусом плановых остановов на ремонт и прочих плановых остановов), ч.;

 - годовой отпуск пара из производственных отборов однотипных турбоагрегатов, т/год;

 - годовой отпуск теплоты из отопительных отборов однотипных турбоагрегатов, ГДж/год;

 - годовая выработка электроэнергии однотипными турбоагрегатами,;

 - поправочный коэффициент на вид сжигаемого топлива.

=855794,8 т.усл топл/год

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты без учёта расхода электроэнергии на собственные нужды

(16.11)

где

 - удельная теплота сгорания условного топлива, ГДж/год;

 - коэффициент полезного действия котла;

 - коэффициент полезного действия сетевых подогревателей;

 - поправочный коэффициент на неустановившийся режим работы.

В^т_у = ((12325500/29,3∙0,98 0,91)∙1,03= 485855,006ту.т/год

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии

(16.12)

В^э_у= 855794,8-485855,006 = 36993985.т/год

Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учётом элек - троэнергии собственных нужд, отнесенный на отпуск теплоты

(16.13)

где - удельный расход условного топлива на отпущенный киловатт - час, .

(16.14)

в^э_отп=369939,8/(1848000-110847) = 0,2

В^т_у^/ = 485855,006+0,46∙73953 = 519873,38 ту.т/год

Годовой расход условного топлива на отпуск электроэнергии с учётом электроэнергии собственных нужд

(16.15)

В^Э_У^/ = 855794,85-519873,38= 335921,47ту.т/год

 

17.4 Удельный расход топлива и КПД станции при однотипном оборудовании

Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

(16.17)

Величина , полученная по формуле (19) должна быть одинаковой с величиной , подсчитанной по формуле (17).

В^э_отп= 335921,47/1829520 = 0,2 кгу∙ч/ КВт∙ч

Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты

(16.18)

в^т_отп= (519873,38/12325500) ∙1000 = 42,1кгу∙ч/ГДж

Коэффициент полезного действия станции по отпуску электрической энергии

(16.19)

η^э_отп= ((3,6∙1829520)/(29,3∙335921,47)) ∙100 = 66,9%

(16.20)

η^т_отп= (12325500/29,3∙519873,38) 100= 80,9%

Коэффициент использования топлива

(16.21)

η^э_отп= ((3,6∙1829520+12325500)/(29,3∙855794,85)) ∙100 = 75,4%

17.5 Эксплуатационные расходы (издержки) ТЭЦ

Проектные расчёты себестоимости электроэнергии и теплоты на ТЭЦ в период нормальной эксплуатации производятся по следующим статьям калькуляции:

-  топливо на технологические цели;

-       вода на технологические цели;

-       основная заработная плата производственных рабочих;

-  отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих;

-       расходы по содержанию и эксплуатации оборудования;

-       цеховые расходы;

-       общестанционные расходы.

При определении этих статей затрат следует иметь в виду, что на ТЭЦ они сначала определяются в целом по станции, а затем при расчёте себестоимости электрической и тепловой энергии распределяются между ними.

Топливо на технологические цели

По этой статье учитывается топливо, которое расходуется непосредствено на производство электрической энергии и теплоты. Топливо оценивается с учётом транспортных затрат:

(16.22)

где - прейскурантная цена топлива, тыс. руб./т нат. топл.;

 - стоимость перевозки одной тонны натурального топлива при транспортировке его по железнодорожным путям широкой колеи, тыс. руб/т нат. топл.;

 - годовой расход натурального топлива на энергетические котлы, т нат. топл./год.

(16.23)

где

 - годовой расход условного топлива в целом по ТЭЦ, ;

 - удельная теплота сгорания условного топлива в целом по ТЭЦ, кДж/т;

 - удельная теплота сгорания условного топлива в целом по ТЭЦ,

кДж/т;  - потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли, %.

Цена одной тонны условного топлива:

Ц_пр=1,1 тыс. руб/т∙м³(16.24)

где - издержки на сжигание топлива в энергетических котлах, тыс. руб./год.

В_н=((855794,85∙29330)/24953)(1+0,012) = 1017979,5 тыс. руб/т∙м³

И_топл= 1,1∙1017979,95 = 1119777,45 тыс. руб/т∙м³

Ц_у=(1070258)/835139= 1,28∙1000руб/тут

Вода на технологические цели

В эту статью включаются затраты на воду, расходуемую на питание котлов, гидрозолоудаление, на систему циркуляционного водоснабжения, на пополнение системы теплофикации отпуска горячей воды, на охлаждение генераторов и трансформаторов.

Здесь же учитываются все затраты по химводоочистке, кроме амортизации (заработная плата с начислениями, стоимость химических реактивов и др.).

Кроме того, в этой статье затрат учитывается плата в бюджет за воду, потребляемую из водохозяйственных систем на технологические цели, охлаждение пара в конденсаторах турбин.

где

 = 18-20 на 1000 т для всех видов твёрдого натурального топлива;

 =  на 1 т суммарной часовой производительности всех котлов;

 = руб. на 1 кВт установленной мощности для блочных станций с давлением пара перед турбиной ;  - расход натурального топлива на энергетические котлы, тыс. т/год;

 - номинальная паропроизводительность всех установленных энергетических котлов, т/ч;

 - установленная (номинальная) мощность станции, МВт;

 - годовая плата в бюджет за воду в зависимости от типа турбин и системы технического водоснабжения в расчёте на одну турбину, тыс. руб./год;_т- количество установленных однотипных турбин.

И_в = [18∙1,018+1,5∙50+330+54)]80= 38185,92тыс. руб/год

Основная заработная плата производственных рабочих

По данной статье планируется и учитывается основная заработная плата производственных рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства энергии.

К основной заработной плате относятся выплаты, с отработанным временем (тарифные ставки и должностные оклады, премии рабочим из ФЗП, доплата за работу в праздничные дни и ночное время, районные коэффициенты к заработной плате и др.).

(16.26)

где

 - доля производственных рабочих в общей

численности эксплуатационного персонала;

 - численность эксплуатационного персонала, чел.;

 - средняя заработная плата одного производственного рабочего, тыс. руб./год;

 - районный коэффициент оплаты труда.

И_озп= 0,6∙300∙300∙1 = 54000тыс. руб/год

Дополнительная заработная плата производственных рабочих

Дополнительная заработная плата - это выплаты, не связанные с рабочим временем (оплата очередных, дополнительных и учебных отпусков, оплата за время выполнения государственных обязанностей и другие).

Подсчитывается укрупнёно в размере 10 % от основной заработной платы производственных рабочих:

(16.27)

И_дзп=0,1∙54000 = 5400 тыс. руб/год

Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих

Отчисления на социальное страхование расходуются на оплату больничных листов, путёвок в дома отдыха и санатории за счёт соцстраха, выплату пенсий по инвалидности и старости и др.

И_сс = 0,26∙(И_озп+И_дзп) тыс. руб./год (16.28)

И_сс= 0,26∙(5400+5400) = 15444тыс. руб./год

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования

К этой статье относятся расходы по содержанию оборудования (стоимость смазочных, обтирочных материалов и др.), амортизации силовых и рабочих машин, передаточных устройств, инструмента и внутрицехового транспорта, текущему ремонту производственного оборудования и прочие расходы.

(16.29)

где

 - коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования (меньшее значение применяется для более крупных ТЭЦ);

 - амортизационные отчисления по производственному оборудованию, тыс. руб./год:

(16.30)

где

 - норма амортизационных отчислений по производственному оборудованию ;

 - стоимость оборудования, тыс. руб.:

(16.31)

Где  - абсолютные капиталовложения в строительство ТЭЦ, тыс. руб С_об = 0,6∙6880000 = 4128000тыс.руб

И^а_об= (8/100) ∙4128000 = 330240тыс. руб/год

И_экс= 1,15∙330240 = 379776 тыс.руб./год

Цеховые расходы

К этой статье относятся затраты по обслуживанию цехов, управлению ими: заработная плата аппарата управления цехом, амортизация и затраты по содержанию и текущему ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения, расходы по охране труда:

(16.32)

значения  зависят от многих факторов, основным из которых является установленная мощность: при  .

Большие значения принимаются для ТЭЦ на твёрдом топливе.

И_цех= 0,06∙379776 = 22786,56 тыс. руб./ год

Общестанционные расходы

К этой статье относятся расходы по управлению энергопредприятием:

-  административно-управленческие расходы (зарплата, командировочные и канцелярские расходы);

-  общепроизводственные расходы (содержание, амортизация, текущий

-  ремонт общестанционных средств, испытания, опыты, исследования, рационализация и охрана труда общестанционного характера);

- отчисления на целевые расходы (техническая пропаганда, отчисления на содержание вышестоящих организаций и т.д.).

(16.33)

где: значения  зависят от многих факторов, основным из которых является установленная мощность: при  ;

 - среднегодовая заработная плата одного работника административно-управленческого персонала, тыс. руб./год;

 - численность административно-управленческого персонала, чел.:

 (16.34)

для твёрдого топлива принимается 7 %:

ч_ауп=560∙0,06 = 33 чел.

И_ос=360∙33∙1+0,06∙402562,56 = 36033,75тыс. руб./год

Общие издержки производства ТЭЦ

(16.35)

И=1119777,45+38185,92+54000+5400+15444+379776+22786,56+36033,75 = 1671403,6 тыс. руб./год

 

17.6 Построение и расчёт сетевого графика

Сетевое планирование позволяет улучшать качество планирования,

повысить эффект управления, сократить сроки выполнения комплекса работ, выполняемых в определённой последовательности.

Исходными данными для построения сетевого графика являются: объём монтажных и наладочных работ, технология их проведения, нормы продолжительности выполнения работ, численность персонала для выполнения работ. По данным карточки-определителя работ составляется исходный сетевой график. Сетевой график выполняется без масштаба. При построении сетевого графика события кодируются таким образом, чтобы для каждой работы конечное событие имело номер больший, чем начальное.

Над стрелкой указывается наименование работы, а в знаменателе - количество работников. Для построения сетевого графика необходимо рассчитать параметры.

Четырёхсекторный метод расчёта

Система записи номеров и параметров времени события

 

i - номер данного события;- номер предшествующего события, через которое к данному событию ведёт максимальный путь;

 - ранний срок свершения события;

 - поздний срок свершения события.

Условное обозначение элементов на сетевом графике

Определяем сроки свершения событий

Срок совершения начального события принимается равным .

Срок последующих событий определяется после определения раннего

срока свершения события предшествующего, посредством

прибавления продолжительности работ .

(16.36)

где: - ранний срок свершения события;

 - ранний срок свершения предшествующего события h;

 - продолжительность работ.

В результате такого расчёта определяется  конечного события, т.е.

продолжительность критического пути.

Находим критический путь и выделяем его

Выделяем его утолщённой линией, просмотром графика, следуя указаниям нижних секторов от конечного события к начальному.

Определяем поздние сроки свершения

Поздние сроки свершения событий определяются справа налево.

Начиная от конечного события, срок свершения которого определен .

Для событий, лежащих на критическом пути,  совпадает с , т.к. они не имеют резервов времени.

Поздний срок свершения для остальных событий определяется по формуле:

(16.37)

 - поздний срок свершения последующего события;

 - продолжительность работы. Затем определяем параметры работ.

Определяем раннее начало работы

Ранний срок свершения данного события  является одновременно и наиболее ранним началом всех работ, выходящих из этого события

, т.е. .

Определяем раннее окончание работы

Раннее окончание работы определяется суммированием раннего начала и продолжительности данной работы:

(16.38)

Определяем позднее окончание работы

Поздний срок свершения события t является поздним окончанием раннего срока всех работ, входящих в него:

(16.39)

Определяем позднее начало работы

Позднее начало работ определяется как разность позднего окончания работ и её продолжительности:

(16.40)

Определяем полный резерв времени работы

Полный резерв времени работы - это разность между поздним и ранним началом (или окончанием) работы:

(16.41)

Полный резерв времени применительно к четырёхсекторному методу расчёта определяется:

(16.42)

где:  - равен разности позднего срока свершения последующего события, раннего срока свершения предшествующего события и продолжительности данной работы.

Определяем частный резерв времени работы

Частный резерв времени работы определяется как разность раннего начала последующих работ и раннего окончания данной работы:

(16.43)

Частный резерв времени работы применительно к четырёхсекторному

методу расчёта определяется так:

(16.44)

где:

 - равен разности раннего срока свершения последующего события и продолжительности данной работы.

Данные расчёта сетевого графика заносятся в таблицу.

 

Карточка-определитель работ

№	Коды работ i-j	Наименование работы	Продолж.раб. ,часы
1	0-2	Покачивание масла, снятие обшивки и изоляции	20
2	1-2	Период остывание ЦВД до 60	10
3	2-3	Разболтить разъем ЦВД, затем тепловые зазоры	15
4	3-4	Ревизия ротора	40
5	4-5	Ревизия обойм и диафрагм	70
6	4-6	Ревизия ЦВД, шабрить разъем	30
7	4-7	Перелопатить регулировку ступеней ЦВД	50
8	5-6	Зависимость	0
9	6-7	Установка обойм и диафрагм	100
10	7-8	Окончательная сборка и регулирование ЦВД	110
11	8-16	Зависимость	0
12	1-9	Слить масло из маслосистемы	30
13	9-10	Демонтировать трубопровод маслосистемы	40
14	10-11	Очистка и ревизия трубопроводов	110
15	10-12	Разборка, очистка, сборка маслоохладителя и бака	80
16	11-16	Сборка масляной системы	120
17	12-16	Зависимость	0
18	0-13	Ревизия сервомоторов и клапанов	280
19	13-14	Сборка системы регулирования	50
20	14-15	Замена двигателя	10
21	15-16	Ревизия регулирования клапанов	120
22	16-17	Корректировка работы регулирования	36
23	17-18	Снятие характеристик регулировки на работающей турбине	36
24	18-19	Нагрузить турбину	10

Таблица сетевого графика

Код работы	Продолжи тельность работы	Раннее начало работы	Раннее окончание работы	Позднее начало работы	Позднее окончание работы	Полный резерв времени раб.	Частный резерв времени раб.
0-1	20	0	20	95	115	95	0
1-2	10	20	30	115	125	95	0
2-3	15	30	45	125	140	95	0
3-4	40	45	85	140	180	95	0
4-5	70	85	155	180	250	95	0
4-6	30	85	115	220	250	135	40
4-7	50	85	135	300	350	215	120
5-6	0	155	155	250	250	95	0
6-7	100	155	255	250	350	95	0
7-8	110	255	365	350	460	95
8-16	0	365	365	460	460	95	95
1-9	30	20	50	160	190	140	0
9-10	40	50	90	190	230	140	0
10-11	110	90	200	230	340	140	0
10-12	80	90	170	380	460	290	0
11-16	120	200	320	340	460	140	140
12-16	0	170	170	460	460	290	290
0-13	280	0	280	0	280	0	0
13-14	50	280	330	280	330	0	0
14-15	10	330	340	330	340	0	0
15-16	120	340	460	340	460	0	0
16-17	36	460	496	460	496	0	0
17-18	36	496	532	496	532	0	0
18-19	10	532	542	532	542	0	0

 

Калькуляция

Наименование статей затрат	Годовые издержки производства	В том числе
		На теплоту	На энергию

  И Тыс.руб/год           Структура %    

Тыс.руб/год

Руб/ГДж

Тыс.руб/год

Коп./кВтч
Топливо на технологические цели	1119777,4	67	671866,4	54,5	447910,9	24,48
ммВода на технологические цели	38185,9	2,28	22911,5	0,185	15274,3	0,834
Основная зарплата производственных рабочих	54000	3,23	32400	0,262	21600	1,18
Дополнительная зарплата производственных рабочих	5400	0,323	3240	0,0262	2160	0,118
Отчисление на соцстрахование с зарплаты рабочих	15444	0,924	9266,4	0,075	61776	3,37
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования	379776	22,72	227865,6	1,848	151910,4	8,30
Цеховые расходы	22786,5	1.36	13671,9	0,110	9114,6	0,49
Общестанционные расходы	36033,7	2,15	21620,22	0,175	14413,4	0,787
Всего:	1671403,6	100	1002842,1	81,4	668561,4	36,5

Сводная таблица технико-экономических показателей ТЭЦ

№	Наименование показателя	Условные обозначения	Единица измерения	величина
1	Установленная мощность станции	МВт330
2	Число часов использования установленной мощности	Ч/год5600
3	Максимальная нагрузка из отопительных отборов турбин	Т/ч1890
4	Максимальная нагрузка из производственных отборов	Т/ч____
5	Число часов использования максимальной производственной нагрузки	Ч____
6	Число часов использования отопительных отборов	Ч5500
7	Удельные капиталовложения	Руб./кВт20848,48
8	Удельная численность эксплуатационного персонала	Чел./МВт300
9	Удельная численность промышленного персонала	Чел./МВт560
10	Цена условного топлива	Руб./тут1,38
	Себестоимость единицы:
11	Электрической энергии	Коп./кВтч36,5
12	Теплоты	Руб./ГДж81,36
	Удельные расходы топлива на отпуск:
13	Электрической энергии	Кгут/кВтч0,2
14	Теплоты	Кгут/ГДж0,042

17.7 Полезный отпуск теплоты с коллекторов станции

Годовой отпуск теплоты из отопительных отборов турбины

(16.1)

где - суммарный часовой отпуск теплоты в отопительные отборы всех турбин, ГДж/год;

 - число часов использования максимума отопительного отбора в зависимости от климатического района.

(16.2)

где  - часовой отпуск теплоты в отопительный отбор данного типа турбины, ГДж/год;

 - количество установленных однотипных турбин, шт.

∑Q^ч_отоп=747∙3=224 1ГДж /год

Q^г_отоп=2241∙5500 =12325500ГДж /год

Годовой отпуск теплоты с коллекторов ТЭЦ:

(16.3)

где - годовой отпуск теплоты для производственных целей, ГДж/год;

 - годовой отпуск теплоты для отопительных целей, ГДж/год.

Список литературы

1.ТЭС И АЭС. Справочник. Энергоиздат. 1982

.Ю.М. Липов и другие. Компоновка и тепловой расчет парового котла. Энергоатомиздат. 1988

.Аэродинамический расчет котельных установок. Энергия.1977

.Методические указания к дипломному проектированию ч.1,2,3. Иваново. 1987

.С.Л.Ривкин. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник. Энергоатомиздат. 1981

.М.И. Резников. Котельные установки электростанций. Энергоатомиздат. 1987

.Нормы технического проектирования тепловых электростанций. ВНТП - 81. Иваново.1986

.Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. Введены с 30 июня 2003г. С - Пб 2004

.Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электрических станций и тепловых сетей РД 34.03.201 - 97

10. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов. Постановление Госгортехнадзора РФ от 11 июня 2003 г. N 88"Об утверждении Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов"

. Мануйлов П.Н. Автоматизация тепловых процессов. Издание 3-е «Энергия». 1970