Аннотация

В середине прошлого века в промышленно развитых странах начались разработки энергоблоков, рассчитанных на сверхкритические параметры пара, что было вызвано необходимостью снижения удельных расходов топлива. Вслед за советскими инженерами, которые в 1949 г. ввели в эксплуатацию первый в мире котел на давление 30 МПа, американские специалисты приступили к созданию и широкому распространению крупных энергетических котлов сверхкритического давления (СКД).

В начале 80-х годов интерес к энергоблокам на сверхкритическое давление в США заметно снизился. Это объясняется тем что, во-первых, опыт начального периода эксплуатации энергоблоков СКД с прямоточными котлами показал, что их коэффициент готовности несколько ниже, чем у энергоблоков рассчитанных на докритические параметры пара, и с барабанными котлами. Во-вторых, совершенствование технологии добычи угля позволило снизить цены на топливо. Конкурентоспособность энергоблоков уменьшилась, так как при их сооружении используются чрезвычайно дорогие аустенитные стали. Все это привело к тому, что в 90-е годы США утратили ведущие позиции в повышении параметров пара. Лидирующее положение заняли европейски страны и Япония. Для них характерны высокий технологический уровень в энергомашиностроении и дорогое импортируемое топливо.

Ситуация в США стала меняется только в последние годы. Среди причин, заставивших Американских энергетиков изменить свое отношение к разработке энергоблоков СКД, можно отметить следующие:

Анализ работы 162 американских энергоблоков СКД, выполненный специалистами ЕPRI, показал что после начального периода эксплуатации они по показателям надежности и готовности достигли энергоблоки докритических параметров пара; их экономичность в среднем оказалась на 3% выше по сравнению с энергоблоками на докритическое давление (16,5 МПа, 538/538°С); отсутствие барабана и других толстостенных элементов у прямоточных котлов СКД привело к снижению на 15…20% Времени, необходимого для растопки из холодного состояния;

Ситуация с ценами на уголь оказалась не такой благоприятной как ожидалось:

Стоимость углей восточных угольных бассейнов начала заметно увеличиваться; за короткий период цены выросли на 25% и к началу 2004 г. Достигли абсолютного максимума за последние 25 лет.

Появились новые марки сталей с содержанием хрома 9 и 12%, что решило вопрос надежной работы высокотемпературных элементов котлов, рассчитанных на температуру пара до 649°С; к концу десятилетия в Европе предполагалось создать материалы, способные обеспечить работу котла при температуре пара 705°С.

Учитывая все это, Department of Energy US, EPRI, Ohaio coal development and National laboratory of Oak Ridge совместно с производителями котлов приступили к разработке новых высокотемпературных материалов для котлов суперсверхкритических параметров (ССКД) с температурой перегретого пара до 760°С. Но главным стимулом для перехода

К сверхкритическим параметрам пара явились новые требование к снижению выбросов токсичных (NOx и SO2) и парниковых (СО2) газов в атмосферу. Повышение КПД энергоблоков снижает расход топлива при выработке того же количества электроэнергии, а следовательно, уменьшает количество выбрасываемых в атмосферу продуктов сгорания.

Ратификация Киотского протокола странами Европейского союза и Японией поставила их перед необходимостью снизить к 2008 и к 2012 г. Выбросы СО2 на 8 и 6%. В настоящее время наиболее освоенным методом снижения выбросов парниковых газов в атмосферу является повышение КПД использования органического топлива. Специалисты EPRI подсчитали что увеличение КПД энергоблока всего на 1% уменьшает выбросы СО2 в атмосферу на 1 млн. т за весь период работы.

В США, несмотря на отказ ратифицировать Киотский протокол, проводится политика снижения выбросов парниковых газов, причем не абсолютных, а удельных (на 1 выработанной электроэнергии). С учетом этого специалисты EPRI продолжают исследования по выбору наиболее подходящих параметров пара и схем для энергоблоков СКД нового поколения. Ими рекомендованы оптимальные параметры для нового энергоблока мощностью 700 МВт: давление – 31,0 МПа; температура-593°С и двойной промежуточный перегрев до той же температуры. При этом следует заметить, что энергоблок №1 ТЭС Эддистоун, проработавший более 35 лет, эксплуатировался в основном при более высоких давлении (32,2 МПа) и температуре (610°С).

Для обоснований своих рекомендаций EPRI выполнили экономический анализ целесообразности повышения параметров пара за котлом до 35 МПа и 732°С. По расчетам, эти параметры обеспечивают КПД, равный 46 при однократном и 48% при двукратном перегреве пара. Для надежной работы котла с такими параметрами потребуются чрезвычайно дорогие материалы. Неизбежно встает вопрос:

Сможет ли снижение затрат на топливо окупить дополнительные расходы, обусловленные использованием дорогих жаропрочных сталей?

Были сделаны расчеты для трех энергоблоков мощностью 500 МВт. Предполагалось, что все они будут работать на одинаковом высококачественном угле стоимостью 41,67 дол/т.у.т. Коэффициент использования установленной мощности для всех энергоблоков принят равным 80%, а срок амортизации капитальных затрат -20 лет.

Чем выше стоимость топлива, тем больше предельное значение удельных затрат, при которых переход от докритических к сверхкритическим параметрам еще обеспечивает конкурентоспособность энергоблоков СКД. например, при цене топлива 41,67 дол /т.у.т. энергоблок СКД с КПД=40,1% можно предпочесть энергоблоку на докритические параметры только при условии, что его удельные капиталовложения будут выше не более 6%(1080 дол/кВт). Если при той же цене топлива перейти к суперсверхкритическим параметрам с КПД=42,7%, то предельные капитальные затраты составят уже 1120 дол/кВт. Если экономичность энергоблока будет увеличена до 45%, то при цене 41,67 дол/т.у.т. он будет конкурентоспособен даже в случае роста удельных капитальных затрат до 1174 дол/кВт. При более низкой стоимости топлива (например 13,9 дол/т.у.т) увеличение удельных капитальных затрат даже на 2,5% ставит под сомнение целесообразность перехода от докритического давления к сверкритическому.

Следует, однако, заметить, что приведенные цифры не учитывают возможных в будущих платежей за выбросы парниковых газов. Для котла докритического давления

Выбросы СО2 составляют 0,85 т/(МВт*Ч), а для котла на суперсверхкритические параметры составляют всего 0,65 т/(МВт*Ч), т.е. меньше на 23%. Введение платы за выбросы парниковых газов приведет к большей целесообразности сооружения энергоблоков СКД и ССКД в область более дешевых углей.

В настоящее время наиболее целесообразным является введение новых мощностей.

1. Выбор типа и количества турбин, энергетических котлов

1. Выбор типа и количества турбин

ГРЭС проектируется в городе Иваново. Основное топливо – газ, резервное – мазут. Электрическая мощность ГРЭС составляет 1050 МВт.

В соответствии с НТП, единая мощность турбоагрегата выбирается исходя из конкретных местных условий с учетом перспективы развития объединенной энергосистемы, а также конкретные виды нагрузок в соответствии с заданием.

Тепловая нагрузка Q_р =400 ГДж/ч, из которой Q_от=300 ГДж/ч, Q_гвс=100 ГДж/ч. В соответствии с заданными нагрузками выбираю турбину К210–130 в количестве 5 агрегатов.

Начальные параметры пара: Р_о=12,75 МПа; t_о=545^оС; D_о=670 т/ч. Станция выполнена блочно.

2. Выбор типа и количества котлов

Котлы для моноблоков выбираются по максимальному пропуску пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды и запаса в размере 3%, места расположения проектируемой станции, а также начальным параметрам (Р_о, t_о) пара на турбину и видом топлива.

В соответствии с начальными параметрами выбирается котел Еп-670–140 ГМ в количестве 5 агрегатов.

2. Составление принципиальной тепловой схемы электростанции, её расчет на заданный режим

2.1 Описание тепловой схемы ГРЭС

ГРЭС установлена в городе Иваново. Основное топливо – газ, резервное – мазут. Электрическая мощность ГРЭС составляет 1050 МВт.

Тепловая нагрузка Q_р =400 ГДж/ч, из которой Q_от=300 ГДж/ч, Q_гвс=100 ГДж/ч. В соответствии с заданными нагрузками устанавливается турбина К210–130 в количестве 5 штук.

Начальные параметры пара: Р_о=12,75 МПа; t_о=545^оС; D_о=670 т/ч. Станция выполнена блочно.

По НТП котлы выбираются по виду топлива, максимальному расходу пара на турбину и начальным параметрам. В связи с этим выбирается котел Еп-670–140 ГМ в количестве 5 штук.

Каждый турбоагрегат имеет сетевую установку, состоящую из двух сетевых подогревателей, водогрейных котлов и сетевых насосов. Температурный график равен 120/70. Система ГВС закрытая.

Регенеративная установка каждого турбоагрегата состоит из трех ПВД и четырех ПНД, в которых производится нагрев основного рабочего тела до температуры питательной воды 240^оС. Деаэрация питательной воды происходит в деаэраторе типа ДП – 1000. Нагрев осуществляется с давлением 0,7 МПа. Нагрев питательной воды составляет 20^оС.

Основной конденсат и питательная вода нагреваются в регенеративных подогревателях паром из отборов турбины. Слив дренажей из ПВД каскадный с последующим заводом в основной деаэратор. Слив дренажей из ПНД смешанный с последующим заводом в линию основного конденсата.

Пар после прохождения проточной части турбины поступает в конденсатор. Для каждой турбины установлен конденсатор типа 200КЦС-2, где пар конденсируется и подается конденсатным насосом в основной деаэратор. Конденсатный насос имеет резерв. Турбина типа К210–130 имеет 7 регенеративных отборов пара.

2.2 Основные параметры турбины

Давление свежего пара Р_о=130 ат= 12,75 МПа. Температура свежего пара t_о=545^оС. Конечное давление пара Р_к=0,00353 МПа. Температура питательной воды t_п.в.=240^оС. Давление пара в отборах:

1 отб. ПВД 7 Р₁=3,855 МПа

2 отб. ПВД 6 Р₂=2,52 МПа

3 отб. ПВД 5 Р₃=1,187 МПа деаэратор 1,187 МПа

4 отб. ПВД 4 Р₄=0,627 МПа

5 отб. ПВД 3 Р₅=0,232 МПа

6 отб. ПВД 2 Р₆=0,125 МПа

7 отб. ПВД 1 Р₇=0,026 МПа

2.3 Расчет повышения температуры питательной воды в питательном насосе

Δt_п.н.=υ∙(Р_н – Р_в)∙10³ / с∙η_п.н., ^оС

υ – удельный объем, м³/кг

Р_н – давление на стороне нагнетания питательного насоса, МПа

Р_в – давление на стороне всасывания питательного насоса, МПа

с – удельная теплоемкость, кДж/кг· ^оС

η_п.н. – кпд питательного насоса

∆t_п.н. = 0,0011· (18–0,8) · 10³ / 4,19· 0,85 =5,3^оС

2.5 Определение температуры дренажей питательной воды и конденсата после подогревателей высокого давления и подогревателей низкого давления

Разность температур в группе ПВД

∆t = t_вых – t_вх

δΔt = t_н – t_вых

на группу ПВД

∆t = t_п.в. – t_п.н.

∆t = 240–170=70 ^оС

На 1 ПВД

∆t₁ = ∆t/3

∆t₁ = 70/3 =23,3 ^оС

t_вх = t_п.н. + ∆t₁ = 170 + 23,3 = 193,3 ^оС

t_вых = t_вх + ∆t₁ = 193,3 + 23,3 = 216,6 ^оС

t_п.в. = t_вых + ∆t₁ = 216,6 + 23,3 = 239,9 ^оС

Принимаем температурный напор δt = 5 ^оС

t_н1 = t_п.в. + δt = 240 + 5 = 245^оС

t_н2 = t_вых + δt = 216,6 + 5 = 221,6 ^оС

t_н3 = t_вх + δt = 193,3 + 5= 198,3 ^оС

Разность температур в группе ПНД

∆t_пнд = t₅ – t₁ = 140–31=109 ^оС

∆t₁ = ∆t_пнд /4 = 109/4 = 27,25 ^оС

t₂ = t₁ + ∆t₁ = 31+27,25 = 58,25 ^оС

t₃ = t₂ + ∆t₁ = 58,25+27,25 = 85,50 ^оС

t₄ = t₃ + ∆t₁ = 85,5+27,25 = 112,75 ^оС

t₅ = t₄ + ∆t₁ = 112,75+27,25 = 140 ^оС

t_н7 = t₂ + δt= 31 + 5 = 36 ^оС

t_н6 = t₃ + δt= 58 + 5 = 63,25 ^оС

t_н5 = t₄ + δt= 85,5 + 5 = 90,5 ^оС

t_н4 = t₅ + δt= 140 + 5 = 145 ^оС

2.6 Расчет параметров сетевой установки

t_пр

t₁

СП₁

Рисунок 2.1 – Схема сетевой установки

Расход сетевой воды:

D_св = Q_р · 10³ / с (t_пр – t_обр), т/ч

Q_р – расчетная тепловая нагрузка, кДж/кг

t_пр, t_обр – температура прямой и обратной сетевой воды, ^оС

t_пр = 120 ^оС; t_обр = 70 ^оС

D_св = 400 · 10³ / 4,19 (120–70) = 1909,3 т/ч

Температура сетевой воды за сетевыми подогревателями:

t_пр = 120 при t_н = 125 Рто = 0,232 МПа

2.7 Процесс расширения пара в турбине

Процесс расширения пара разбиваем на 3 отсека.

Первый отсек – от начального давления пара до третьего регулируемого отбора.

Второй отсек – от третьего регулируемого отбора до нижнего теплофикационного отбора.

Третий отсек – от нижнего теплофикационного отбора до конечного давления.

В процессе построения принимаем потери давления на клапан ∆Р_кл = 0,05 Р₀. Действительный теплоперепад в отсеках определяется с учетом внутренних относительных кпд.

η_oi^Ι = 0,825

η_oi^ΙΙ = 0,875

η_oi^ΙΙΙ = 0,79

Р_о = 12,75 МПа = 130 бар

t_о = 545 ^оС

Р_о^' = Р_о – 0,05· Р_о = 130 – 0,05 · 130 = 123,5 бар

i₃ = 3064кДж/кг

∆Н_о^Ι = i₀ – i₃ = 3460 – 2980 = 480 кДж/кг

∆Н_р^Ι = ∆Н_о^Ι · η_oi^Ι = 480 · 0,825 = 396 кДж/кг

i₃^' = 3540кДж/кг

I_то = 2980 кДж/кг

∆Н_о^ΙΙ = i₃^' – i_то = 3540 – 2888 = 652 кДж/кг

∆Н_р^ΙΙ = ∆Н_о^ΙΙ · η_oi^ΙΙ = 652 · 0,875 = 608 кДж/кг

i_то^' = 2980 кДж/кг

i_к = 2296 кДж/кг

∆Н_о^ΙΙΙ = i_нто^' – i_к = 2980–2296 = 732 кДж/кг

∆Н_р^ΙΙΙ = ∆Н_о^ΙΙΙ · η_oi^ΙΙΙ = 732 · 0,79 = 592 кДж/кг

i_к^' = 2436 кДж/кг

2.8 Параметры пара и воды

Таблица 2.1

Точки процесса

Параметры греющего пара

Параметры конденсата греющего

Питательная вода и основной конденсат

Давление Р, МПа

Энтальпия i, кДж/кг

Температура насыщения t_н, ^оС

Энтальпия i, кДж/кг

Температура t, ^оС

Энтальпия i, кДж/кг

Перед турбиной

12.75

3460

-

-

-

-

Р₁ ПВД7

2,85

3176

245

1061,6

240

1037,6

Р₂ ПВД6

2,52

3064

221,6

948,3

216,6

925,2

Р₃ ПВД5

1,187

3360

198,3

843,4

193,3

820,9

Р₃ деаэратор

1,187

3360

164,9

697

164,9

697

Р₄ ПНД4

0,627

3196

145

610,6

140

589,1

Р₅ ПНД3

0,232

3008

125

525,0

120

503,7

Р₆ ПНД2

0,125

2920

90

376,4

85

355,92

Р₇ ПНД1

0,026

2780

63

263,65

58

242,72

Конденсатор

0,00353

2436

26

108,95

26

108,95

2.9 Расчет параметров сетевой установки

t_пр=120

СП₁

Рисунок 2.2 – Схема параметров сетевой установки

D_сп1 ·(i_н.о. – i_1н) · η = D_с.в.· (i₁ – i_обр)

D_сп1 = D_с.в.· (i₁ – i_обр) / (i_н.о. – i_1н) · η

D_сп1 = 1909,3*(503,7–292,97)/((3008–525)*0,98)= 165,34 т/ч

2.10 Расчет подогревателей высокого давления

t_п.в.

i_п.в.

ПВД7

D₁

Р₁

D₁ i₁

t_н1

i_н1 t_вых

i_вых

ПВД6

D₂

Р₂

D₁ + D₂ i₂

Рисунок 2.3 – Схема подогревателей высокого давления

D₁ · (i₁ – i_н1) · η= D_п.в. · (i_п.в. – i_вых)

D₁ = 1.01D_п.в. · (i_п.в. – i_вых) / (i₁ – i_н1) · η

D₁ = 1.01D (1037.6 – 925.2) / (3176 – 1061.6) · 0,98 = 0.0547D

D₂ · (i₂ – i_н2) · η + D₁ · (i_н1 – i_н2)=1.01D· (i_вых – i_вх)

D₂ · (i₂ – i_н2) · η = D_п.в. · (i_вых – i_вх) – D₁ · (i_н1 – i_н2)

D₂ = 1.01D_п.в. · (i_вых – i_вх) – D₁ · (i_н1 – i_н2) / (i₂ – i_н2) · η

D₂ = 1.01D · (925.2 – 820.9) – 0.0547D · (1061.6 – 948.3) / (3064 – 948.3) · 0,98 = 0.0478D

D₃ · (i₃ – i_н3) · η + (D₁+D₂) · (i_н2 – i_н3)=D_п.в. · (i_вых – i_пн)

D₃ · (i₃ – i_н3) · η = D_п.в. · (i_вых – i_пн) – (D₁+D₂) · (i_н2 – i_н3)

D₃ = 1.01D_п.в. · (i_вых – i_пн) – (D₁+D₂) · (i_н2 – i_н3) / (i₃ – i_н3) · η

D₃= 1.01D· (820.9 – 697) – (0.0547D+0.0478D) · (948.3 – 843.4) /

/(3360 – 843.4)· 0,98 = 0.0464D

2.11 Расчет основного деаэратора

Схема основного деаэратора.

D_др D_к

i_др i_к

D_с1=D_рнп

i_рнп i₀

Рисунок 2.4 – Схема основного деаэратора

Из уравнения материального баланса деаэратора выражаем расход основного конденсата, поступающего в деаэратор:

D_п.в. = D_д + (D₁ + D₂ + D₃) + D_с1 + D_к3

D_к3 = D_п.в. – D_д – (D₁ + D₂ + D₃) – D_с1

D_к3 = 1.01 D_д – D3отб – 0.1489D = 0.8611 – D3отб

Уравнение теплового баланса деаэратора:

0.1489D· i₃ · η+ Dk· i_k · η+ D3отб· i_от · η=1.01D· i_пв

0.1489D· 83.4 · 0.98+ (0.8611D-D3отб,)· 589,1 · 0,98+ D3отб· 3360 ·0,98 = 1.01D· 697

3292.8D3отб =704D

62.1D+2715 D3отб =704D

2715.5 D3отб =83.9D

D3отб =0.0309D

D_{к3=0.8611-0.0309=0.8302D}

D_к3=0.8302D

2.12 Расчет подогревателей низкого давления

Схема ПНД.

ПНД4 ПНД3 ПНД2 ПНД1

t₅ t₆ t₇

t₈

t₄

Рисунок 2.5 – Схема подогревателей низкого давления

t₄ = 140^оС, тогда i₅ = 589,1 кДж/кг

Тепловой баланс ПНД4:

D₄ · (i₄ – i_н4) · η = D_к · (i_к – i₅)

D₄ = D_к3 · (i₄ – i₅) / (i₄ – i_н4) · η

D₄ = D· 0,8302 (589,1 – 503,7) / (3196 – 589,1) · 0,98 = 0,028D

t₃ = 120^оС, тогда i₆ = 503,7 кДж/кг

Тепловой баланс ПНД3:

D₅ · (i₅ – i_н5) · η + D₄ · ∆τ₄₅ · η = D_к2 · (i₅ – i₆)

D_к2 = D_к3 – (D₄ + D₅)

D_к2 = D_к1 – (D₄+ D₅ +D₆) = 0,8302 D – (0,028D+ D₅ +D₆)

D₅ · (3008 – 525) · 0,98 + 0,028D · (610,6–525) 0,98 = (0,8022 D-D₅ – D₆) · (589,1 – 355,92)+(0,028D+ D₅ +D₆) (589,1–376,94)

D₅ · 2454,42 = 190,65D – 22,02D6

D₅ = 0,077D – 0,0003D кг/с

D5=0.0767D

Тепловой баланс ПНД2:

D₆ · (i₆ – i_н6) · η + D_с2 · (i_ΙΙ^'' – i_н2) · η = D_к1 · (i_н6 – i₇)

D_к1 = D_к2 – (D₆ + D_с2 + D_сп2)

D_к1 = 0.8022 – (D₅ – D₆)

D₆ · (2920 – 376.94) =(0.8022D – D₅ – D₆) · (355,92 – 242,72)

D₆ · 2492,2 = 90,8D – 113,2D₅ – 113,2D₆

D₆ = 0,0348D – 0,0434D₅

D₆ = 0,0348D – 0,0434D₅ (0,077D – 0,069D₆)

D₆ = 0,0315D

Тепловой баланс ПНД1:

D₇ · (i₇ – i_н7) · η = D_к · (i₇ – i₈)

D_к = D – (D₄+ D₅ +D₆ +D₇)

D₇ = D_к · (i₇ – i₈) / (i₇ – i_н7) · η

D₇ = 0.6652D · (242.46 – 142,46) / (2780 – 263.65)

2466.023D₇ = 66.52D

D₇= 0.0257D

D_пр = β_пр · D_к^ном, т/ч

β_пр = 1,5% от паропроизводительности котла

D_пр = 0,01 · 670 = 6,7 т/ч

Давление в барабане котла:

Р_б = Р_о^к + ∆Р_пп, МПа

Р_о^к – номинальное давление пара в котле, МПа

Р_о^к = 13,75 МПа

∆Р_пп – гидравлическое сопротивление пароперегревателя, МПа

∆Р_пп = 1,4 Мпа

Р_б = 13,75 + 1,4 = 14,15

В данном случае целесообразно завести пар из первой ступени сепаратора в деаэратор, поэтому давление в РНП – Ι, и потеря продувочной воды определяется из уравнения теплового и материального баланса расширителя продувки:

Q_пр = Q_с1 + Q_0,7

D_пр ·i_б · η = D_c1 · i^''_Ι + D_0,7 · i^'_Ι

D_пр ·i_б · η = D_c1 · i^''_Ι + D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι

D_пр · (i_б · η – i^'_Ι) = D_c1 · (i^''_Ι – i^'_Ι)

D_c1 = D_пр · (i_б · η – i^'_Ι) / i^''_Ι – i^'_Ι

D_c1 = 6,7 · (1620 · 0,98 – 697) / (2762,9 – 697,1)= 2,89 т/ч = 0,8 кг/с

i_б, i^''_Ι, i^'_Ι – энтальпии продувочной воды, отсеппарированного пара и отсеппарированной воды соответственно, кДж/кг.

Η – коэффициент, учитывающий охлаждение сепаратора, принимается равным 0,98.

Количество продувочной воды после сепаратора первой ступени:

D_пр^' = D_пр – D_c1, т/ч

D_пр^' = 6,7–2,89 = 3,81 т/ч

(D_пр – D_c1) · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + D_0,15 · i^'_ΙΙ

D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + (D_пр – D_c1 – D_с2) · i^'_ΙΙ

D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + D_пр· i^'_ΙΙ – D_c1· i^'_ΙΙ – D_с2· i^'_ΙΙ

D_пр · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) + D_c1 · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) = D_c2 · (i^''_ΙΙ – i^'_ΙΙ)

D_c2 = D_пр · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) + D_c1 · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) / i^''_ΙΙ – i^'_ΙΙ

D_c2 = 3,81· (697 – 467,13) + 2,89 · (697 – 467,13) /(2693,9 – 467,13) = 0,37 т/ч

i^'_ΙΙ, i^''_ΙΙ – энтальпии сухого насыщенного пара и отсеппарированной воды, кДж/кг.

Количество продувочной воды, сбрасываемой в канализацию:

D_пр^'' = D_пр^' – D_c2, т/ч

D_пр^'' = 3,81–0,37 = 3,44 т/ч

2.14 Определение коэффициента недовыработки

yi·Di

y1·D1 =0.810 * 0.0547D=0.0443D

y2·D2 =0.736 * 0.0478D=0.0352D

y3·D3 =0.902 * 0.0464D=0.0418D

y4·D4 =0.742 * 0.0287D=0.0207D

y5·D5 =0.558 * 0.0767D=0.0428D

y6·D6=0.472 * 0.0315D=0.0148D

y7·D7 =0.336 * 0.0257D=0.0086D

Σy·D=0.2082D

2.15 Определение расхода пара на турбину по балансу мощностей

D=

D= т/ч

Расход пара на отборы турбины

D1 = 0.0395·951=38.41 т/ч

D2 = 0.0293·951=28,49 т/ч

D3 = (0.418+0,0278)·951=67,68–2,89=64,79 т/ч

D4 = 0.0395·951=20,13 т/ч

D5 = 0.0428·951=41,62 т/ч

D6 = 0.0148·951=14,39–0,37=14,02 т/ч

Таблица 2.2

№отбора

Расход пара в долях от D

y

y·D

Расход т/ч

ПВД 7

0,0547D

0,722

0,0395D

38,41

ПВД 6

0,0478D

0,613

0,0293D

28,49

ПВД 5

0,0773D

0,902

0,0696D

64,79

ПНД 4

0,028D

0,742

0,0207D

20,13

ПНД 3

0,0767D

0,558

0,0428D

41,62

ПНД 2

0,0315D

0,472

0,0148D

14,02

ПНД 7

0,0257D

0,336

0,0086D

8,36

Σ

0,3417D

4,345

0,0253D

219,08

2.15 Проверка расхода пара на турбину по балансу мощностей

Мощность потока пара в турбине

I отбора

N₁ = D₁· (i₀-i₁) 0,98/3600 = 38,41· (3460–3176) 0,98/3600 =2,969 МВт

II отбора

N₂ = D₂· (i₀-i₂) 0,98/3600 = 28,49· (3460–3064) 0,98/3600 =3,07 МВт

III отбора

N₃ = D₃ · (i₀-i₃) 0,98/3600 = 64,79· (3460–3360) 0,98/3600 =1,842 МВт

IV отбора

N₄ = D₄· (i₀-i₄) 0,98/3600 = 20,15· (3460–3196) 0,98/3600 =1,448 МВт

V отбора

N₅ = D₅· (i₀-i₅) 0,98/3600 = 41,62· (3460–3008) 0,98/3600 =5,120 МВт

VI отбора

N₆ = D₆· (i₀-i₆) 0,98/3600 = 14,02· (3460–2920) 0,98/3600 =2,115 МВт

VII отбора

N₇ = D₇ · (i₀-i₇) 0,98/3600 = 8,36· (3460–2780) 0,98/3600 =1,547 МВт

Мощность конденсатного потока

N_к = D_к · (i₀-i_к) 0,98/3600 = (951–219,08)· (3460–2436) 0,98/3600 =204,05 МВт

Сумма мощностей потоков пара в турбине

∑N=N₁+N₂+N₃+N₄+N₅+N₆+N₇+N_к

∑N=222,16 МВт

Мощность на зажимах генератора

N_э^' = ∑N·η_эм = 222,16·0,98=217,7 МВт

2.16 Определение относительной погрешности

ΔN = [(N_э – N_э^') / N_э] · 100% (2.5)

ΔN = [(210 -217,7) / 210] · 100 = 3,6%

3. Выбор вспомогательного оборудования тепловой схемы станции

3.1 Оборудование, поставляемое в комплекте с турбиной

1) конденсатор типа 200КЦС-2;

2) основной эжектор конденсационного устройства (с холодильником) типа ЭП-3–700–1 в количестве двух штук

3) Маслобак МБ-63–90 (маслоохладитель встроен в маслобак) в количестве двух штук.

3.2 Расчет и выбор деаэраторов, конденсатных и питательных насосов, оборудования теплофикационной установки

В соответствии с нормами технологического проектирования тип и количество регенеративных подогревателей для основного конденсата выбираются в соответствии с количеством отборов.

Таблица 3.1

Тип

подогревателя

Площадь поверхности теплообмена, м

Номинальный массовый расход воды, кг/с

Расчетный тепловой поток, мВт

Максимальная температура,

Гидравлические сопротивления при номинальном расходе воды, мм. в.ст.

Группа ПНД

ПН-100–16–4-III

ПН-350–16–7-III

ПН-350–16–7-II

ПН-350–16–7-I

100

350

351

352

102,8

136,1

159.7

159.7

1,6

24,3

17.1

24.0

240

400

400

400

3,0

4,95

5.4

5.8

Группа ПВД

ПВ-775–265–13

ПВ-775–265–25

ПВ-775–265–45

775

775

775

194.4

194.4

194.4

19.5

32.2

20.7

449

341

392

25,0

24,0

24,0

В соответствии с НТП конденсатные насосы выбираются по условиям максимального расхода пара в конденсатор и необходимому напору. Конденсатный насос должен иметь резерв.

Общая подача рабочих конденсатных насосов:

; т/ч (3.1)

где 1,1 и 1,2 – коэффициенты, учитывающие отвод в конденсатор

дренажной системой регенерации дренажей трубопроводов, ввод обессоленной воды.

- максимальный расход пара в конденсатор.

; т/ч (3.2)

Где – максимальный расход пара на турбину

- суммарный расход пара на регенеративные отборы

т/ч

Dкн =1,1·484=532,4т/ч

Напор конденсатного насоса определяется, исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора, а также преодоления высоты гидравлического столба в связи с установкой деаэратора на значительной высоте по условиям подпора питательного насоса.

Полный напор конденсатного насоса

; м (3.3)

где К – коэффициент запаса на непредвиденные эксплуатационные сопротивления.

- геометрическая высота подъема конденсата, равна разности уровней деаэратора и конденсатора; м

- давления в деаэраторе и конденсаторе; МПа

- сумма потерь напора в трубопроводах и ПНД.

; м (3.4)

где – гидравлическое сопротивление ПНД

– гидравлическое сопротивление охладителя уплотнений

– гидравлическое сопротивление трубопроводов

- гидравлическое сопротивление клапана деаэратора

м

м (3.5)

В соответствии с расчетами подача составляет Dкн =532,4 т/ч, напор =198,2 м. Выбираем по литературе [1] насос КсВ 320–210 в количестве трех штук: два рабочих и один в резерве.

Характеристика насоса КсВ 200–220

– Подача 320 м/ч

– Напор 210 м

– Допустимый кавитационный запас 1,6

– Мощность 255 кВт

– КПД насоса 75%

– Частота вращения n=1500 об/мин

В соответствии с нормами технологического проектирования количество и производительность питательных насосов должны соответствовать следующим условиям:

Для электростанций с блочными схемами на докритические параметры: подача питательных насосов определяется максимальным расходом питательной воды на питание котла с запасом не менее 5%.

На каждый блок устанавливается один питательный насос со 100% подачей, на складе предусмотрен один резервный.

Как правило, питательные насосы принимаются с гидромуфтами и электроприводами.

Подача питательного насоса равна

=(1+, /ч (3.3)

где - продувка,

- собственные нужды, = 0,02

- номинальный расход пара на турбину, т/ч

– удельный объем

=(1+0,01+0,01)·670· 1,1=751,7 /ч

Давление питательного насоса

= – , МПа (3.4)

где - давление на стороне нагнетательного патрубка, МПа

- давление на стороне всасывающего патрубка, МПа

Давление на выходе из насоса

= + + + ρ^. МПа (3.5)

где – давление в барабане котла, МПа

= + МПа (3.6)

где = 13,8 МПа – номинальное давление пара в котле

=1,4 МПа – гидравлическое сопротивление пароперегревателя барабанного котла = 13,8 + 1,4 = 15,2 МПа.

– запас давления на открытие предохранительного клапана (принимается для котлов с номинальным давлением пара от 0,4 МПа до 13,8 МПа)

= 0,05^. МПа (3.7)

= 0,05^. 13,8 = 0,69 МПа

Гидравлическое сопротивление нагнетательного тракта МПа

= + + + МПа (3.8)

где = 0,1 МПа – сопротивление клапана питания котла

= 0,15–0,35 МПа – гидравлическое сопротивление трубопровода

= 0,35–0,75 МПа – гидравлическое сопротивление экономайзера котла

– гидравлическое сопротивление подогревателей высокого давления МПа.

= 0,1 + 0,2 + 0,97 + 0,43 = 1,7 МПа

- геодезический напор, м

где ρ – плотность воды на стороне нагнетания, кг/

– высота столба воды на нагнетательной стороне насоса, м

102 – эквивалент

Давление на стороне нагнетательного патрубка в первом приближении

= + + МПа (3.9)

= 15,2 + 0,69 + 1,7 = 17,6 МПа

= (15,2 + 17,6) / 2 = 16,4 МПа

t_ср = (t_б + t_пн) /2 ^оС (3.10)

где t_б – температура в барабане ^оС

t_пн – температура в питательном насосе ^оС

t_пн = t_д + Δt_пн ^оС (3.11)

где t_д – температура в деаэраторе ^оС

Δt_пн – коэффициент повышения температуры в питательном насосе ^оС

Δt_пн = [υ· (Р_н – Р_в) ·10³] / (с · η_пн) ^оС (3.12)

где Р_н – давление на стороне нагнетания, МПа

Р_в – давление на стороне всасывания, МПа

с – удельная теплоемкость, кДж/кг· ^оС

η_пн – кпд питательного насоса%, η_пн = 0,85%

Δt_пн = [0,0011· (18 – 0,8) ·10³] / (4,19 · 0,85) = 5,3 ^оС

t_пн = 165 + 5,3 = 190,3 ^оС

t_ср = (343,18 + 170,3) / 2 = 256,74 ^оС

υ = 0,0016680 м³/кг

= 1/0,0016680 = 599,5 кг/м³

(· Н_н) / 102 = (0,5995 ·48) / 102 = 0,28 МПа

= 15,2+0,69+1,7+0,28 = 17,87 МПа

= – + ρ^. МПа (3.13)

где = 0,69 МПа – давление в деаэраторе

= 0,01 МПа – сопротивление водяного тракта до входа в питательный и предвключенный насос

ρ= 0,909 т/м – плотность воды

= 21 МПа – высота столба воды на всасывающей стороне насоса, принимается по условию кавитационного запаса на всосе насоса.

= 0,69 – 0,01 + 0,902^. = 0,865 МПа

=17,87 – 0,865 = 17,005 МПа

В соответствии с расчетами подача составляет Dпн =766,48 м³/ч, напор Hпн=17.005 м. Выбираем по литературе [1] насос ПЭ-780–200 в количестве двух штук: два рабочих и один в резерве (хранится на складе).

Характеристика насоса ПЭ-780–200

– Напор 2030 м

– Допустимый кавитационный запас 15

– Мощность 4500 кВт

– КПД насоса 80%

– Частота вращения n=2985 об/мин

В соответствии с нормами технологического проектирования суммарная производительность деаэраторов питательной воды выбирается по ее максимальному расходу.

Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу в течение 3,5 минут.

К основному деаэратору предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросах нагрузки и деаэрация воды при пусках. Тепло выпара деаэратора питательной воды используется в тепловой схеме станции. Расход питательной воды:

= (1 + α +β)^., т/ч (3.14)

где α = 0,02 т/ч, β = 0,02 т/ч – расходы питательной воды на продувку и собственные нужды в долях от паропроизводительности

- максимальный расход пара на турбину.

= (1 + 0,01 + 0,01). 670= 683,4 т/ч

Минимальная полезная вместительность деаэраторного бака (БДП)

^., м (3.15)

где =3,5 мин – время в течение, которого обеспечивается суммарный запас питательной воды в баках основного деаэратора

= 1,1 м/т – удельный объем воды

- расход питательной воды, т/ч;

= 3,5^. 1,1^. = 43,9 м

В соответствии с полученными расчетами =683,4; выбираем деаэратор типа ДП-1000.

Рабочее давление 0,69 МПа с деаэраторным баком 120 м.

В соответствии с НТП расширителей непрерывной продувки служат для использования теплоты непрерывной продувки и частичного возврата рабочего тепла в тепловую схему ТЭС.

Для котлов с давлением более 10 МПа применяется двухступенчатая сепарация продувочной воды при норме напряженности объема 1000 м³/м³ (1000 м³ образующегося пара в час на 1 м³ полезного объема расширителя).

Количество продувочной воды регламентируется ПТЭ. Продувка равна 1,5% от Dк.

Расчет расширителей непрерывной продувки первой ступени:

D_пр = β_пр · D_к^ном, т/ч (3.16)

β_пр = 1,5% от паропроизводительности котла

D_пр = 0,01 · 670 = 6,7 т/ч

Давление в барабане котла:

Р_б = Р_о^к + ∆Р_пп, МПа (3.17)

Р_о^к – номинальное давление пара в котле, МПа

Р_о^к = 13,75 МПа

∆Р_пп – гидравлическое сопротивление пароперегревателя, МПа

∆Р_пп = 1,4 Мпа

Р_б = 13,75 + 1,4 = 14,15

В данном случае целесообразно завести пар из первой ступени сепаратора в деаэратор, поэтому давление в РНП – Ι, и потеря продувочной воды определяется из уравнения теплового и материального баланса расширителя продувки:

Q_пр = Q_с1 + Q_0,7 (3.18)

D_пр ·i_б · η = D_c1 · i^''_Ι + D_0,7 · i^'_Ι

D_пр ·i_б · η = D_c1 · i^''_Ι + D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι

D_пр · (i_б · η – i^'_Ι) = D_c1 · (i^''_Ι – i^'_Ι)

D_c1 = D_пр · (i_б · η – i^'_Ι) / i^''_Ι – i^'_Ι

D_c1 = 6,7 · (1620 · 0,98 – 697) / (2762,9 – 697,1)= 2,89 т/ч = 0,8 кг/с

V1 =D_c1 V» (3.19)

i_б, i^''_Ι, i^'_Ι – энтальпии продувочной воды, отсеппарированного пара и отсеппарированной воды соответственно, кДж/кг.

η – коэффициент, учитывающий охлаждение сепаратора, принимается равным 0,98.

V1 – объём пара, образующегося в первой ступени, м³/ч.

V» – удельный объем сухого насыщенного пара при давлении 0,7 МПа.

V1 = 2,88·0,272 = 0,7853 = 785,3 м³/ч

υ1 = nk · V1 / 1000 (3.20)

υ1 – необходимый объём расширителя первой ступени.

nk – количество котлов на 1 расширитель.

υ1 = 4 · 785,3 / 1000 = 3,15 м³

В соответствии с полученными расчетами υ1 = 3,15 м³ выбираем расширитель типа СП – 5,5 в количестве 2 штук.

Расчет расширителей непрерывной продувки второй ступени. Количество продувочной воды после сепаратора первой ступени:

D_пр^' = D_пр – D_c1, т/ч (3.21)

D_пр^' = 6,7–2,89 = 3,81 т/ч

(D_пр – D_c1) · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + D_0,15 · i^'_ΙΙ (3.22)

D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + (D_пр – D_c1 – D_с2) · i^'_ΙΙ

D_пр · i^'_Ι – D_с1 · i^'_Ι = D_c2 · i^''_ΙΙ + D_пр· i^'_ΙΙ – D_c1· i^'_ΙΙ – D_с2· i^'_ΙΙ

D_пр · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) + D_c1 · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) = D_c2 · (i^''_ΙΙ – i^'_ΙΙ)

D_c2 = D_пр · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) + D_c1 · (i^'_Ι – i^'_ΙΙ) / i^''_ΙΙ – i^'_ΙΙ

D_c2 = 3,81· (697 – 467,13) + 2,89 · (697 – 467,13) /(2693,9 – 467,13) = 0,37 т/ч

i^'_ΙΙ, i^''_ΙΙ – энтальпии сухого насыщенного пара и отсеппарированной воды, кДж/кг.

Количество продувочной воды, сбрасываемой в канализацию:

D_пр^'' = D_пр^' – D_c2, т/ч (3.23)

D_пр^'' = 3,81–0,37 = 3,44 т/ч

V2 =D_c2 V» (3.24)

V2 – объём пара, образующегося в первой ступени, м³/ч.

V» – удельный объем сухого насыщенного пара при давлении 0,15 МПа.

V1 = 0,37·0,1159 = 0,3977 = 397,7 м³/ч

υ2 = nk · V2 / 1000 (3.25)

υ2 – необходимый объём расширителя второй ступени.

nk – количество котлов на 1 расширитель.

υ2 = 4 · 397,7 / 1000 = 1,59 м³

В соответствии с полученными расчетами υ1 = 1,59 м³

выбираем расширитель типа СП – 7,5 в количестве 2 штук.

В соответствии с НТП теплофикационные установки при закрытых схемах включают в себя сетевые насосы, сетевые подогреватели, конденсатные сетевые насосы, пиковый водогрейный котел.

Производительность основных подогревателей сетевой воды ГРЭС выбирается по номинальной величине тепловой мощности теплофикационных отборов.

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

В соответствии с НТП номинальная тепловая мощность отопительных отборов для турбины типа К-210–130 составляет 400 ГДж/ч. Р_то=0,232 МПА

Переведем ГДж/ч в удобные для расчета единицы:

т/ч

Расход пара на один сетевой подогреватель

В соответствии с полученными расчетами расход пара на один сетевой подогреватель равен 10,1 кг/с, следовательно, выбираем ПСВ-125–7–15 в количестве пяти штук. С расходом пара 11,39 кг/с; давлением воды 1,57 МПа; расходом воды 69,4 кг/с.

В соответствии с НТП, сетевые насосы устанавливаются как групповые, так и индивидуальные для каждой турбины. При групповой установке 3 и менее сетевых насосов, дополнительно устанавливается 1 резервный. При установке 4 и более резервный насос не устанавливается. Подача сетевых насосов определяется по расчетному расходу сетевой воды.

В соответствии с заданием отопительная нагрузка = 300 ГДж/ч, горячее водоснабжение = 100 ГДж/ч, температурный график 120–70, схема закрытая.

Определяем тип включения насосов

(3.26)

Расход сетевой воды на ГВС

; т/ч (3.27)

где – тепловая нагрузка на горячее водоснабжение; ГДж/ч

– удельный расход сетевой воды на ГВС; т / Гкал

т/ч

Расход сетевой воды на отопление

; т/ч (3.28)

где – тепловая нагрузка на отопление; ГДж/ч

- удельная теплоемкость воды, кДж/кг·^оС

и - температура прямой и обратной воды; °С

т/ч

Расчетный расход сетевой воды в целом по ТЭЦ

; т/ч (3.29)

где – расход сетевой воды на ГВС; т/ч

– расход сетевой воды на отопление; т/ч

т/ч

Расчетный расход сетевой воды на блок

; т/ч (3.30)

где - расчетный расход сетевой воды в целом по ТЭЦ; т/ч

- количество турбин; шт.

; т/ч

Напор насоса H= 140 м (определяется давлением в тепловых сетях Ргидр =180 м)

В соответствии с полученными расчетами подача составляет = 1863,8 т/ч, напор Н= 140 м. Выбирается сетевой насос типа: СЭ-1250–140 в количестве трех, два рабочих и один резервный. На складе имеется один резервный насос для каждого типоразмера.

Характеристики насоса типа СЭ-1250–140

– Подача 1250 м/ч;

– Напор 140 м;

– Допустимый кавитационный запас 12 м;

– Частота вращения 1500 об/мин;

– Мощность 580 кВт;

– КПД насоса 86%;

4. Определение потребности станции в технической воде, выбор циркуляционных насосов

Техническое водоснабжение предназначено для отвода теплоты из конденсаторов, масло- и газоохладителей, от подшипников вспомогательных механизмов, питания ХВО. Выбор системы охлаждения и источника водоснабжения производится в зависимости от района сооружения станции. Источником водоснабжения являются моря, наливные водохранилища.

4.1 Суммарный расход охлаждающей воды

Суммарный расход воды на устанавливаемые турбоагрегаты рассчитывается по летнему режиму работы при условии обеспечения номинальной электрической мощности и покрытия летних тепловых нагрузок, так как в летний период пропуск пара в конденсатор наибольший и температура охлаждающей воды наивысшая.

в градирню

на золоотвал

ХВО

из градирни

ГЗУ

Рисунок 4.2 – Схема баланса охлаждающей воды

Для блочной ТЭС с машинами типа «К» расход охлаждающей воды по конденсационному режиму рассчитывается по формуле

; м/ч (4.1)

где – расход охлаждающей воды в конденсатор; м/ч

– расход воды на газоохладители; м/ч

– расход воды на маслоохладители; м/ч

– расход воды на охлаждение подшипников; м/ч

= 25000 м/ч

= (0,003 0,008) ·

= 0,008 · 25000 = 200 м/ч

= (0,012 0,025) ·

= 0,025 · 25000 = 625 м/ч

= (0,025 0,04) ·

= 0,04 · 25000 = 1000 м/ч

W_{тех.воды} = 25000+200+625+100 = 26825 м/ч

W_цн= 26825/2 = 13412 м/ч

4.2 Определение напора циркуляционного насоса

При оборотном техническом водоснабжении общее количество воды, состоящее из циркулирующего в замкнутом контуре и расхода на другие нужды станции может быть подсчитано по балансу воды. В системе с оборотным водоснабжением напор циркуляционного насоса определяется с учетом потребного свободного напора воды перед брызгальными соплами

; м (4.2)

где – геодезическая высота подачи воды от уровня воды в приемном колодце до верха разбрызгивающего сопла; м

= 4 м

- сумма гидравлических сопротивлений водоводов; м

– свободный напор воды перед брызгальными соплами; м

не более 5 м.

Потребный напор циркуляционного насоса в системах оборотного водоснабжения достигает 25 м.в.ст.

На блочных электростанциях установку циркуляционного насоса, как правило, следует предусматривать в блочных насосных станциях. На каждый корпус или поток конденсатора устанавливается, как правило, один насос. При этом число насосов на турбину должно быть не менее двух, а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на блок. м

В соответствии с полученными расчетами подача составляет 13412 м/ч, напор составляет 15 м, выбирается насос типа Оп2–87 в количестве двух штук с подачей 50%.

Характеристики насоса типа Оп2–87

Подача 900–13680 м/ч

Напор 22,5–15 м

Допустимый кавитационный запас 11,8–14,2 м

Частота вращения n = 730 об/мин;

Мощность 565–812 кВт

КПД насоса 80%

5. Определение часового расхода топлива энергетических и водогрейных котлов

5.1 Технические характеристики котлов

а) номинальная производительность: D = 670 т/ч

б) давление перегретого пара: Р_пе = 13,75 МПа

в) температура перегретого пара: t_пе = 545/545^оС

д) расход пара через вторичный пароперегреватель D=603_втор

г) температура питательной воды: t_п.в. = 240^оС

5.2 Определение энтальпии пара и воды

а) энтальпия перегретого пара: i_пе = 3432,5 кДж/кг

б) энтальпия питательной воды: i_п.в. = 1039,1 кДж/кг

в) энтальпия вторичного пара на входе во вторичный пароперегреватель: i’_втор = 3100 кДж/кг

г) энтальпия вторичного пара на выходе из вторичный пароперегреватель: i’_втор = 3620 кДж/кг

5.3 Технические характеристики топлива

Вид топлива – газ. Газопровод принимается Саратов – Москва. Объемный состав газа:

СН₄ = 84,5%

С₂Н₆ = 3,8%

С₃Н₈ = 1,9%

С₄Н₁₀ = 0,9%

С₅Н₁₁ и более тяжелые = 0,3%

N₂ = 7,8%

СО₂ = 0,8%

Теплота сгорания низшая сухого газа: Q^с_н = 35,80 мДж/м³

Объем воздуха и продуктов сгорания м³/м³ при 0^оС и давлении 0,1 МПа:

V^о = 9,52 м³/м³

V_RО2 = 1,04 м³/м³

V^о_N2 = 7,60 м³/м³

V^о_Н2О = 2,19 м³/м³

5.4 Определение температуры горячего воздуха

t_г.в. = 250^оС

5.5 Определение температуры воздуха на входе в регенеративный воздухоподогреватель

t_вп = 30^оС

5.6 Определение температуры уходящих газов

υ_ух = 120^оС

5.7 Расход топлива

В = (Q_ка · 100%) / (Q^р_р ·10³ · η^бр_ка) м³/ч (5.1)

где Q_ка – тепло, полезно используемое в котле, кДж/м³

Q^р_р – располагаемое тепло топлива, кДж/м³

Q^р_р = Q^с_н = 35,80 МДж/м³

η^бр_ка – кпд котла брутто (учитывает только тепловые потери), %

Q_ка = D ·(i_пе – i_п.в.) ·10³ + D_втор ·(i''_втор – i'_втор) ·10³ кДж/м³ (5.2)

Q_ка = 670 ·(3432,5 – 1039,1) ·10³ + 603 ·(3620 – 3100) ·10³= 1917071000 кДж/м³

η^бр_ка = 100% – (q₂ + q₃ + q₄ + q₅ + q₆) % (5.3)

где q₆ = 0%

q₅ = 0,5%

q₄ = 0,5%

q₃ = 0%

q₂ = [(Н_ух – α_ух ·Н^о_х.в.) ·(100 – q₄)] / Q^р_р % (5.4)

где Н_ух – энтальпия уходящих газов, кДж/м³

Н^о_х.в-энтальпия холодного воздуха, кДж/м³

α_ух – коэффициент избытка воздуха в уходящих газах

α_ух = 1,7

Н_ух = Н^о_гух + Н^о_вух (α_ух – 1) кДж/м³ (5.5)

Н_ух и Н^о_х.в определяют методом интерполяции.

Н^о_гух = (Н^о_{г при 200}^о_С / 200^оС) · υ_ух кДж/м³ (5.6)

где Н^о_{г при 200}^о_С – теоретическая энтальпия дымовых газов при 200^оС

Н^о_{г при 200}^о_С = 2985 кДж/м³

Н^о_гух = (2985/200) ·120 = 1791 кДж/м³

Н^о_вух = (Н^о_{в при 200}^о_С / 200^оС) · υ_ух кДж/м³ (5.7)

где Н^о_{в при 200}^о_С – теоретическая энтальпия воздуха при 200^оС

Н^о_{в при 200}^о_С = 2537 кДж/м³

Н^о_вух = (2537/200) ·120 = 1522,2 кДж/м³

Н_ух = 1791 + 1522,2 · (1,7 – 1) = 2856,54 кДж/м³

Н^о_х.в = (Н^о_{в при 200}^о_С / 200^оС) · t_х.в кДж/м³ (5.8)

где t_х.в-температура холодного воздуха, ^оС

t_х.в = 30^оС

Н^о_х.в = (2537/200) · 30 = 380,55 кДж/м³

q₂ = [(2856,54 – 1,7 ·380,55) ·(100 – 0,5)] / 35800 = 6,14%

η^бр_ка = 100 – (6,14 +0 +0,5 +0,5 +0) = 92,86%

В = 191707100000/(35800 ·92,86) = 52327,5194 м³/ч

5.9 Расход резервного топлива

В_м = (Q_ка ·100%) / (Q^р_р ·η^бр_ка) кг/ч (5.10)

где Q^р_р = 40·10³ кДж/кг

η^бр_ка = 91%

В_м = 191707100000 / (40000 ·91) = 5266,7857 кг/ч

6. Выбор схемы топливного хозяйства на основном топливе и его описание

6.1 Газопровод к котлу

Вдоль котельной проложен газовый коллектор, в торце которого предусмотрен продувочный трубопровод. На вводе в каждый котел установлены 2 запорные задвижки с электроприводом, а между ними продувочный трубопровод.

Далее установлено фланцевое соединение, внутрь которого перед ремонтом котла ставят заглушку. Далее – штуцер для подсоединения трубопровода сжатого воздуха от компрессора.

Далее на газопроводе предусмотрены ответвления к запальникам горелок. По сигналу с пульта включается подача газа на запальники и одновременно подается напряжение на электроды, запальник зажигается. После этого на пульт поступает сигнал, разрешающий подавать газ в горелки.

Далее установлен клапан – отсечка, который мгновенно отключает подачу газа в горелки, если на котле происходит аварийная ситуация (упуск уровня в барабане, пожар в РВП, отключение дымососов и т.д.).

Для управления количеством газа, поступающего в котел, установлен регулирующий клапан. При растопке котла расход газа составляет 10% от максимального. Для управления растопочным расходом параллельно с регулирующим клапаном установлен растопочный вентиль на D_у = 40 мм.

На вводе в каждую горелку установлены 2 запорные задвижки с электроприводом, а между ними трубопровод безопасности. Нормальное положение трубопровода безопасности – он закрыт. Его включают, если котел останавливают в резерв и заглушку не устанавливают.

Газопровод после остановки котла до начала ремонта должен быть продут сжатым воздухом через продувочные трубопроводы (свечи). Продувка длится до тех пор, пока в продуваемом газе не станет метана СН₄ ≤ 0,1%.

Перед пуском котла из ремонта опять должна быть проведена продувка газопровода для удаления из него воздуха. Продувка газом через продувочные трубопроводы длится до тех пор, пока О₂ ≤ 1%.

Продувочные трубопроводы выводят на крышу котельного цеха.

1. Запорная задвижка с электроприводом

2. фланцевое соединение с заглушкой

3. клапан – отсечка

4. дроссельное устройство для измерения расхода

5. регулирующий клапан

5а. растопочный клапан

6. продувочный трубопровод (свеча)

7. трубопровод безопасности

8. манометр

6.2 Газорегуляторный пункт (ГРП)

Газ поступает на электростанцию по магистральному газопроводу, в котором давление 12 ат. Для устойчивой работы горелок котла давление газа перед котлом должно быть 1,5 ат. Поэтому на территории электростанции сооружается газорегуляторный пункт (ГРП), где происходит дросселирование газа.

ГРП – это одноэтажное здание с облегченной крышей из огнестойкого материала, закрытое на замок, персонала в ГРП нет.

7. Расчет диаметров, выбор типоразмеров и материала главных паропроводов

Таблица 7.1 – Исходные данные

№ п/п

Наименование

Обозначение

Размерность

Источник информации

Значение

1

Расход пара на турбину

G_п

т/ч

стр. 326 [1]

670

2

Рабочее давление свежего пара

Р_п

МПа

стр. 484 [1]

12,75

3

Температура свежего пара

t_о

^оС

стр. 326 [1]

545

4

Плотность

ρ_п =1/υ

кг/м³

Ривкин

37,3

5

Скорость пара

ω_п

м/с

стр. 554 [1]

60

6

Материал

-

-

стр. 552 [1]

12х1МФ

7

Допустимое напряжение

σ_доп

МПа

стр. 221 [1]

58

8

Поправочный коэффициент сварки

φ

-

принимаем

1

9

Поправка

С

мм

принимаем

1

d_вн = √[(4· G_п) / (ω_п · ρ_п ·π)] м (7.1)

d_вн = √[(4· 67,36) / (60 · 37,3 ·3,14)] = 0,196 м

S = [(Р_п ·d_вн) /(2 σ_доп ·φ – Р_п)] + С мм (7.2)

Где S – толщина

S = (12,8 ·196) / (2 ·58 ·1 – 12,8) = 24,3 мм

d_н = d_вн + 2S мм (7.3)

d_н = 296+ 2 ·24,3 = 244,6 мм

С учетом поправки:

S = 24,3 + 1 = 25,3 мм

d_н = 196 + 2 · 25,3 = 246,6 мм

В соответствии с полученными расчетами d_н х S = 247 х 25 по стр. 553 [1] условный проход d_у = 200 мм.

8. Расчет диаметров, выбор типоразмеров и материала главных паропроводов питательной воды

Таблица 8.1 – Исходные данные

№ п/п

Наименование

Обозначение

Размерность

Источник информации

Значение

1

Расход питательной воды

G_пв

кг/с

стр. 326 [1]

186

2

Давление питательной воды

Р_пв

МПа

стр. 484 [1]

18,5

3

Температура питательной воды

t_пв

^оС

стр. 326 [1]

240

4

Плотность

ρ_пв =1/υ

кг/м³

Ривкин

830,97

5

Скорость питательной воды

ω_пв

м/с

стр. 554 [1]

4

6

Материал

-

-

стр. 552 [1]

16 ГС

7

Допустимое напряжение

σ_доп

МПа

стр. 221 [1]

144

8

Поправочный коэффициент сварки

φ

-

принимаем

1

9

Поправка

С

мм

принимаем

10

d_вн = √[(4· G_пв) / (ω_пв · ρ_пв ·π)] м (8.1)

d_вн = √[(4· 140) / (841,3 · 4 ·3,14)] = 0,23 м

S = [(Р_пв ·d_вн) /(2 σ_доп ·φ – Р_пв)] + С мм (8.2)

Где S – толщина

S = (18,5 ·230) / (2 ·144 ·1 – 18,5) = 15,8 мм

d_н = d_вн + 2S мм (8.3)

d_н = 230 + 2 ·15,8 = 261,6 мм

С учетом поправки:

S = 15,8 + 10 = 25,8 мм

d_н = 230 + 2 · 25,8 = 281,6 мм

В соответствии с полученными расчетами d_н х S = 282 х 26 по стр. 553 [1] условный проход d_у = 250 мм.

9. Расчет и выбор тягодутьевых установок и дымовой трубы

Выбору подлежит количество дымососов и вентиляторов на 1 котел и типоразмер машины.

Согласно нормам на котлах паропроизводительностью больше 500 т/ч, надо устанавливать два дымососа и два вентилятора производительностью 50% каждый.

Для выбора типоразмера машины надо рассчитать 2 параметра:

- расчетная подача, м/ч;

-приведенный расчетный напор машины, мм. в.ст.

9.1 Расчет подачи для дымососа

= β^.V^., м/ч (9.1)

где β= 1,1 – коэффициент запаса

V – расход дымовых газов перед дымососом, м/ч

– барометрическое давление в городе Чебоксары, принимается = 750 мм. рт. ст.

z – количество машин на 1 котел.

= 1,1 · 962384,4 ·(760/750·2) = 537 тыс. м/ч

9.2 Расчет расхода дымовых газов перед дымососом

V = = ^. (- ^.)^., м/ч (9.2)

где - температура уходящих газов = 120-для газа

- расчетный расход топлива с учетом механического недожога м/ч

=, м/ч (9.3)

где В-расход топлива, м/ч

q=0,5%

=52327,51=52065,88 м/ч

= 0,5 – присосы воздуха при регенеративном воздухоподогревателе

V- теоретический объем воздуха, м/ м; V=9,52 м/ м

- объем дымовых газов перед дымососом, м/ м

= + 1,0161^.. (- 1), м/м³ (9.4)

где - коэффициент избытка воздуха уходящих газов

- теоретический объем газов

=, м/ м (9.5)

=1,04+7,6+2,19=10,83 м/ м

= 10,83+ 1,0161^. 9,52^. (1,7 – 1) = 17,6 м/ м

V = = 52065,88^. (17,6 + 0,5^. 9,52)^. = 962384,4 м/ч

9.3 Расчет приведенного расчетного напора дымососа

=· Н_р, мм. в.ст (9.6)

где - коэффициент приведенного расчетного напора дымососа к условиям, при которых снята рабочая характеристика дымососа

= (9.7)

где -плотность газов кгс/м

= 0,132 ·, кгс/м (9.8)

где - по рисунку VII 26 [3] в зависимости от топлива (газ)

= (9.9)

==0,2

= 0,132·0,965=0,127 кг/м

T – абсолютная температура газов перед дымососом, K

– абсолютная температура газов, при которой снята заводская характеристика =100+273

– барометрическое давление в городе Иваново, принимается = 750 мм. рт.ст.;

= = 1,1 мм. в.ст.

- расчетный напор дымососа, мм. в.ст.

=^., кг/м (9.10)

где - коэффициент запаса, = 1,2

- аэродинамическое сопротивление газового или воздушного трактов, =280 мм. в.ст.

=280·1,2=336 мм. в.ст.

=336=373,6 мм. в.ст

По значениям =537 тыс. м/ч и =373,6 мм. в.ст принимается дымосос ДН – 26х2 дутьевой в количестве двух штук.

9.4 Расчет расхода объема воздуха для вентилятора

V = V= ^.( – -+ )^., м/ч (9.11)

где - расчетный расход топлива с учетом механического недожога м/ч

V- теоретический объем воздуха, м/ м; V=9,52 м/ м

- коэффициент избытка воздуха в топке, =1,1

-присосы в топке, =0,05

- присосы в СПП; отсутствуют, т. к. котел работает на газе

-присосы в воздухоподогревателе, =0,2

=+30

V = V= 52065,88,2^. 9,52^. (1,1 – 0,05 – 0 + 0,2)^. = 742683,75 м/ч

9.5 Расчет подачи для вентилятора

= β^.V^., м/ч (9.12)

где β= 1,1 – коэффициент запаса

V – расход воздуха перед вентилятором, м/ч

– барометрическое давление в городе Чебоксары принимается = 750 мм. рт. ст.

z – количество машин на 1 котел.

=1,1 тыс. м/ч

9.6 Расчет приведенного расчетного напора вентилятора

=·Н_р, мм. в.ст (9.13)

где - коэффициент приведенного расчетного напора вентилятора к условиям, при которых снята рабочая характеристика вентилятора

= (9.14)

где -плотность газов; = 0,132 кгс/м

T – абсолютная температура газов перед вентилятором, K

– абсолютная температура газов по заводской характеристике вентилятора; =30+273

– барометрическое давление в городе Иваново, принимается = 750 мм. рт. ст.

= = 1,01 мм. в.ст.

- расчетный напор вентилятора, мм. в.ст.

=^., кг/м (9.15)

где - коэффициент запаса вентилятора, = 1,15

- аэродинамическое сопротивление газового или воздушного трактов, =250 мм. в.ст.

=1,15· 300=345 мм.в.ст.

=345=349,4 мм. в.ст

По значениям = 414 тыс. м/ч и =349,4 мм. в.ст принимается вентилятор ВДН-26-IIу дутьевой, в количестве двух штук.

9.7 Расчет дымовой трубы

Согласно нормам на ТЭС строят дымовые трубы железобетонные с внутренней облицовкой из кислотоупорного кирпича.

Если труба высотой 180–250 м, то надежнее построить трубу с воздушным вентиляционным зазором между оболочкой и стволом.

Количество дымовых труб выбирается с таким расчетом, чтобы на одну трубу работало не менее четырех котлов.

Для пиковых водогрейных котлов, как правило, строится отдельная труба. Если котлы работают на газе, то труба рассчитывается на высокосернистом мазуте.

Расчету подлежит высота трубы и диаметр устья.

Высота должна быть такой, чтобы концентрация сернистого газа и окислов азота на уровне дыхания человека была не более предельно допускаемой концентрации по санитарным нормам.

Высота трубы определяется по формуле

, м (9.16)

где - коэффициент, зависящий от конструкции трубы; для одноствольных труб =1

A – коэффициент, зависящий от географического положения электростанции (город Чебоксары). А=160

F – коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных выбросов в атмосфере, для и F=1

m – коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья трубы. Скорость выброса = 2530, следовательно m=0,85.

- секундный объем дымовых газов

=, м/с (9.17)

где -расход дымовых газов перед дымососом, м/ч

- количество котлов, подключенных к 1 трубе

=1069,32 м/с

- разность между температурой уходящих газов и средней температурой воздуха самого жаркого месяца в полдень, С

=, С (9.18)

где -температура уходящих газов, С

- средняя температура воздуха самого жаркого месяца в полдень = 18,1С

=120–17,4=102,6 С

- коэффициент, зависящий от параметра

= 0,65^. (9.19)

где h-предварительно ориентировочно принятая, по согласованию с преподавателем, высота трубы, м

h = 180 м

= 0,65^.

=1,5, то принимаю

n=

ПДК – предельно допустимая концентрация

=0,5 мг/м³ воздуха

=0,085 мг/м³ воздуха

- выброс сернистого газа SO из трубы, мг/м³ воздуха

= 2^.10^... (1 – ) (1-)^. (1 – ), мг/м³ воздуха (9.20) (9.20)

где -содержание серы в топливе (расчет на мазут); =2,8

- секундный расход топлива кг/с

= , кг/с (9.21)

где B – расход топлива, кг/ч

= = 58,14 кг/с

- доля сернистого газа SO, который остается в газоходе

= 0,02

- доля сернистого газа SO, который остается в золоуловителе

отсутствует, т.к. мазут

= 2*10^.. 58,14^. (1 – 0,02)^. (1 – ) = 3174,76 мг/м³ воздуха

N- выброс оксидов азота NO из котельной, мг/м³ воздуха

= 0,034^.. k.^.. (1 – )^. мг/м³ воздуха (9.22)

где - коэффициент, зависящий от конструкции горелок (вихревые =1,0)

k – коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сожженного условного топлива кг/т

k = , кг/т (9.23)

где - паропроизводительность котла, т/ч

k = = 9,24 кг/т

= 0,034^. 0,85^. 9,24^. 58,14^. 35,8^. (1 – )^.1 = 650,62 мг/м³ воздуха

= 176,7 м

Полученная в расчете высота дымовой трубы 176,7 м округляется до стандартной – 180 м.

9.8 Расчет диаметра устья дымовой трубы

, м (9.24)

где - секундный объем дымовых газов, =1069 м/с;

W – скорость выброса газов из трубы, м/с;

=6,7 м=7 м

Диаметр округляется до ближайшего целого числа. Выбираю две трубы высотой 180 м и диаметром устья 7 м, с воздушным вентиляционным зазором между оболочкой и стволом.

10. Схема подготовки добавочной воды

На проектируемой ТЭЦ применяется двухступенчатая схема химического обессоливания воды. Сырая вода нагревается до 30^оС и поступает в осветлитель, где освобождается от коллоидных частиц. Осветленная вода стекает в бак – накопитель. Из бака насосами перекачивается в механические фильтры. В них удаляются грубодисперсные примеси. предварительно очищенная вода поступает на ионитные фильтры. В водород – катионитном фильтре первой ступени вода умягчается. Затем вода поступает в слабоосновный анионитный фильтр, в нем улавливаются анионы серной и соляной кислоты. Далее вода пропускается через декарбонизатор для удаления СО₂. Из декарбонизатора вода поступает на фильтры второй ступени. Водород – катионитный фильтр второй ступени улавливает ионы Са, Мg, проскочившие через водород – катионитный фильтр первой ступени. Затем вода поступает на сильноосновный анионитный фильтр, где происходит обескремнивание воды. Очищенная вода поступает на подпитку регенеративного цикла.

Требования к качеству питательной воды:

1. общая жесткость 1 мкг – экв/дм³

2. соединения железа 20 мкг – экв/дм³

3. кислород 10 мкг – экв/д

1. Удельная электропроводность ≤ 1,5 мкСм/см

2. Кремниевая кислота 30 мкг – экв/дм³

11. Перечень средств автоматизации и технологической защиты. Автоматическое регулирование температуры перегретого пара

Основным сигналом для изменения подачи воды во впрыскивающий пароохладитель является изменение температуры пара за той поверхностью нагрева, которую данный пароохладитель предохраняет от чрезмерного нагревания. Например, подача воды в пароохладитель, установленный перед конвективным трубным пакетом пароперегревателя, должна изменяться таким образом, чтобы температура пара в трубах этого пакета не превышала допустимую. Эта температура измеряется термопарой, присоединенной к выходному коллектору трубного пакета либо к одной из необогреваемых труб за этим коллектором. Но температура пара за трубным пакетом изменяется не сразу и воздействие только этого сигнала не может обеспечить поддержание температуры пара в пределах допустимых отклонений. Поэтому в схему регулирования вводится дополнительный сигнал по скорости изменения температуры пара непосредственно за пароохладителем. В начальный период времени регулирование впрыска происходит по дополнительному «скоростному» сигналу, формируемому дифференциатором ДФ, а в дальнейшем – по основному сигналу.

Рисунок 11.1 – Схема автоматического регулирования температуры перегретого пара барабанного котла

12. Схема и описание принятой компоновки основного оборудования проектируемой станции

12.1 Основные требования к компоновкам ТЭС

Компоновка – это взаимное расположение в главном корпусе ТЭС, его помещений, оборудования и строительных конструкций. На современных ТЭС применяют главным образом закрытые компоновки с размещение оборудования в котельном, бункерном и машинном отделениях. Эти отделения расположены параллельно, сомкнуто и образуют единый главный корпус.

Основные требования к компоновкам ТЭС:

– надежность, безаварийность;

– безопасность и удобная эксплуатация оборудования;

– возможность ремонта оборудования;

– удобство монтажа.

12.2 Компоновка главного корпуса

По отделениям и в районе турбогенератора площадки обслуживания составляет 11400 мм – блочного щита управления и турбогенератора. Для обслуживания вспомогательного оборудования предусматривают промежуточные площадки.

На нулевой отметке машинного зала размещают: конденсаторы, конденсатные, питательные, дренажные и другие насосы, циркуляционные насосы устанавливают в конденсационных помещениях, если уровень воды в источнике колеблется в небольших пределах и не требует значительно заглублять насосы. Под полом конденсационного помещения возможно устройство подвала глубиной 3–4 м, в котором размещают конденсационные насосы, трубопроводы технической воды, главные кабели и другие линии и коммуникации. Турбина и электрогенератор устанавливаются на своем фундаменте, который не связан с другими строительными конструкциями, чтобы вибрация турбогенератора не передавалась на них.

Вибрация и колебания измеряются:

В ПТЭ указаны значения, величина амплитуды измерения в микрометрах:

20-нормально;

30-хорошо;

40-удовлетворительно;

>40-в ремонт;

Скорость вибрации: мм в секунду.

ПО ПТЭ до 4.2 допустимо

7,8 можно ещё 3 дня работы

11,2 срабатывает защита.

Частота колебаний в герцах.

В турбинном отделении имеется 1 или 2 мостовых крана для ремонта и монтажа оборудования. Грузоподъемность кранов выбирается из условия подъема наиболее тяжелой детали турбогенератора: это статор генератора или турбины.

Габариты турбинного цеха выбираются достаточными для свободной выемки роторов генераторов, трубок конденсаторов и трубных систем подогревателей. Отметка низа фермы здания машинного зала составляет 25200 мм от пола и эта величина зависит от того чтобы свободно поднять крышку ЦНД или подъем ПВД.

Турбогенераторы компонуют продольно или поперечно относительно фронта котла: при продольном размещении турбогенератора длина машинного зала больше, а пролет меньше. При поперечной компоновке турбогенератора сокращается длинна паропроводов от котла к турбине, но увеличивается ширина пролета.

Конденсаторы располагают под фундаментом турбины поперек или вдоль её оси. При поперечной компоновке конденсаторы отдельно к ЦНД соединяются по циркуляционной воде параллельно, а при продольной компоновке последовательно, поэтому при продольном конденсаторе меньшее количество трубопроводов, и это сокращает площадь машинного зала. Возможно применение боковых конденсаторов размещенных по обе стороны турбины. Эти конденсаторы увеличивают площадь турбинного отделения, но уменьшается отметка обслуживания турбины.

Регенеративные подогреватели устанавливаются на металлическом каркасе по бокам турбины. Сетевые подогреватели устанавливают так, чтобы было удобно трассировать теплопроводы. Вспомогательное оборудование турбинного цеха размещается с учетом удобства обслуживания мостовым краном. Со стороны постоянного и временного торцов предусматриваются монтажно-ремонтные площадки.

12.3 компоновка оборудования деаэраторного отделения

На верхнем этаже отделения устанавливаются деаэраторы питательной воды. Ниже занят паропроводами, трубопроводами питательной воды, редукционно-охладительной установкой, быстродействующей редукционно-охладительной установкой. Ниже располагаются щит управления и распред устройства собственных нужд.

12.4 компоновка котельного отделения

Котел располагается как правило фронтом параллельно машинному залу. При установке котлов на собственном каркасе имеются 1 или 2 мостовых крана. Для монтажа и эксплуатации оборудования в котельном отделении предусматривается железнодорожный въезд.

Оборудование газовоздушного тракта обычно размещают вне главного корпуса. Открытая установка дутьевых вентиляторов и дымососов принимается на газомазутных ТЭС во всех климатических условиях. Регенеративный воздухоподогреватель устанавливается на открытом воздухе.

13. Мероприятия по охране труда и технике безопасности и пожарной профилактике при работе в мазутном хозяйстве

13.1 Обслуживание мазутного хозяйства

В мазутном хозяйстве ежегодно перед грозовым сезоном должна проверяться целостность внешней цепи заземления от атмосферного электричества с измерением сопротивления заземляющего устройства.

Обвалование наземных мазутных резервуаров должно поддерживаться в исправном состоянии. Наземные мазутные резервуары должны иметь лестницы с перилами для подъема и ограждения по всей окружности перекрытия резервуара.

На перекрытиях мазутных резервуаров должны быть установлены площадки с перилами для подхода к пробоотборникам, вытяжным устройствам, люкам и их обслуживания.

Верхняя часть вытяжного вентиляционного патрубка должна быть оборудована огневым предохранителем. Люки приемных, расходных и резервных резервуаров должны быть закрыты крышками на прокладках, затянутыми болтами, а каналы в мазутонасосных перекрыты металлическими листами.

Сливные лотки должны быть перекрыты металлическими крышками. Допускается в местах слива устанавливать вместо крышек решетки с размерами ячеек не более 200x200 мм.

Все огневые работы в помещениях и на территории мазутного хозяйства, мазутных резервуарах, приемосливных устройствах, в проходных каналах, мазутонасосных и т.п. должны выполняться по наряду в соответствии с требованиями п. 2.6.3 настоящих Правил.

Въезд тракторов и автомашин в резервуарный парк разрешается только после установки искрогасителей на выхлопных трубах этих машин.

Торможение цистерн башмаками, изготовленными из материала, дающего искрение, на участке слива мазута не допускается.

Применение для перемещения цистерн ломов, труб и других металлических предметов запрещается. Состав из цистерн, установленных на эстакаде, должен быть закреплен до отцепки локомотива. До начала обслуживания цистерн локомотив должен быть удален от них на расстояние не менее 5 м. Цистерны с неисправными лестницами, площадками или без них следует обслуживать с применением переносных лестниц с площадками и перилами или трапов с перилами. При необходимости должны использоваться предохранительные пояса, закрепляемые карабином за неподвижные части эстакады.

Обслуживать такие цистерны должны не менее чем два лица. Условия допуска к обслуживанию неисправных цистерн должны быть определены в местной инструкции.

При подготовке к разогреву мазута в цистерне должны быть проверены:

– надежность прикрепления перекидного трапа к горловине цистерны;

– плотность соединения паровой магистрали со штангой (шлангом);

– надежность закрепления опущенной в цистерну штанги (шланга).

После слива мазута и зачистки цистерн полностью закрывать крышки горловин люков и сливные клапаны следует только после остывания наружной поверхности цистерн до 40 град. C и ниже. Пробы мазута и других горюче – смазочных материалов из цистерн и резервуаров следует отбирать с применением специальных пробоотборников, изготовленных в соответствии с ГОСТ 2517–85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб.

При отборе проб, замере уровня мазута и открывании люков цистерн и резервуаров, а также при спуске подтоварной воды и грязи из резервуаров следует стоять боком к ветру во избежание вдыхания паров и газов и возможного попадания мазута на одежду. Запрещается переносить пробы мазута в открытых и стеклянных сосудах.

Не допускается низко наклоняться к горловине люка цистерны, резервуара.

Замеры уровня с применением стальной рулетки (ленты) запрещаются, если входная часть люков резервуаров не защищена кольцом из материала (свинец, алюминий и др.), не образующего искр при движении замерной рулетки. Стальная рулетка и пробоотборник должны скользить по направляющей канавке замерного люка. Подогревать мазут в резервуарах, оборудованных змеевиковыми подогревателями, следует только при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см.

Не допускается подогревать мазут в резервуарах до температуры, превышающей 90 град. C. Запрещается заполнять резервуар, подавая мазут свободно падающей струей. Мазут следует закачивать под уровень имеющейся в резервуаре жидкости.

Запрещается использовать мазутопроводы в качестве конструкций, несущих дополнительные нагрузки. Отогревать замерзшие мазуто- и паропроводы следует с соблюдением требований п. 2.3.23 настоящих Правил. При разовом поступлении на электростанцию взамен мазута других видов жидкого топлива (дизельного, солярового, сланцевого масла и др.) следует выполнять специальные указания по безопасности их использования.

13.2 Работа в емкостях мазутного хозяйства

При очистке железнодорожных цистерн вручную работа должна производиться скребками, не вызывающими искрения, без спуска рабочих в цистерну.

Спуск рабочих в цистерны для их зачистки запрещается. При работе в емкостях мазутного хозяйства должны выполняться требования п. п. 2.3.29 и 2.8 настоящих Правил. Спуск рабочего в емкость при температуре воздуха в ней выше 32 град. C не допускается.

Емкости и резервуары, подлежащие внутреннему осмотру, ремонту или очистке от отложений, должны быть освобождены от мазута, отключены и отглушены от действующего оборудования.

Перед очисткой емкости и резервуары должны быть пропарены и провентилированы.

При очистке емкостей и резервуаров должны соблюдаться требования п. 2.3.29 настоящих Правил. Отложения, извлеченные из емкостей или резервуаров, необходимо уничтожать (нейтрализовать) или закапывать в специально отведенном месте.

Все ремонтные работы внутри емкостей и резервуаров следует производить после пропарки, вентиляции и очистки их от отложений.

Осмотр, очистку и ремонтные работы внутри емкостей и резервуаров необходимо выполнять в спецодежде, спецобуви и рукавицах.

Перед началом и в процессе выполнения работ по очистке или ремонту внутри емкостей и резервуаров должен производиться анализ воздушной среды, подтверждающий, что содержание вредных веществ не выше предельно допустимых концентраций и кислорода достаточно (20% по объему). В случае превышения предельно допустимых концентраций вредных веществ, недостаточности кислорода и невозможности обеспечить достаточную вентиляцию работу внутри емкостей и резервуаров следует производить в шланговом противогазе.

Шланг противогаза должен быть из маслобензостойкого материала. При отсутствии принудительной подачи воздуха его длина должна быть не более 15 м, при принудительной подаче воздуха длина шланга может доходить до 40 м. Применение спасательного пояса при работе в мазутной емкости (резервуаре) обязательно. Запрещается спуск людей в емкость (резервуар) мазутного хозяйства без лестницы. При отсутствии постоянной внутренней лестницы в емкости должна применяться переносная деревянная неокованная (во избежание искрообразования) лестница.

14. Мероприятия по охране окружающей среды на практикуемой ТЭС

14.1 Тепловые электрические станции

ТЭС преобразуют энергию топлива, образующуюся при его горении, в электрическую; причем в процессе горения часть теплоты и продукты горения выбрасываются в окружающую среду. Если ТЭС работает на мазуте, то до горения его смешивают с паром и распыляют в горелках, где он не весь реагирует: так появляются замазученные стоки, которые сливаются в окружающую среду. Технология ТЭС требует очистки воды, причем используется

Н-катионирование и ОН-анионирование. При регенерации ионообменных фильтров стоки, содержащие CaSO4, MgSO4, NaCl и т.п., в окружающую среду. Теперь подробнее рассмотрим взаимодействие тепловых электростанций на воздух, воду и землю.

14.2 Воздействие ТЭС на природные воды

Вода является важнейшей составляющей живого вещества, без которой невозможна жизнь на нашей планете.

Вода является обязательным компонентом практически всех технологических процессов. Вода является рабочим телом любой электростанции, на некоторых ТЭС вода отводит тепло, также ТЭС сбрасывают различные стоки в воду.

Воздействие тепловых электростанций на водные объекты осуществляется по двум направлениям: использование водных ресурсов и прямое воздействие ТЭС на качественное состояние водных объектов путем сброса в них сточных вод с повышенными по сравнению с природной водой концентрациями загрязняющих веществ.

В условиях ограниченности свободных водных ресурсов и ухудшения качественного состояния водных объектов при ужесточении требований к качеству воды оценка масштабов воздействия ТЭС на водные объекты становится одним из основных вопросов прогноза развития электроэнергетики.

14.3 Теплые воды

Для охлаждения различных аппаратов ТЭС применяется вода. Основное ее количество расходуется на охлаждение конденсаторов турбин. На конденсацию 1 тонны отработавшего в турбине пара приходится расходовать в зависимости от времени года 50 (60 тонн воды. На ТЭС мощностью 4000 МВт вырабатывается около 13000 т/ч пара, однако часть этого пара направляется в регенеративные подогреватели, а в конденсатор идет около 10000 т/ч пара. Для конденсации этого количества водяного пара в конденсаторы необходимо подавать до 500000 тонн охлаждающей воды в час. Температура этой воды повышается всего лишь на 8-10С, но оказывается, что и такое, казалось бы незначительное повышение температуры уже отражается на всей экологической обстановке естественных водоемов. Сбрасывать эти воды непосредственно в реки и озера нельзя. Такой сброс приводит к разрастанию сине-зеленых водорослей, происходит значительное обеднение воды растворенным кислородом, погибают обитатели воды, не терпящие высоких температур и т.д.

Вследствие этого приходится применять способы, ослабляющие это «тепловое загрязнение» водоисточников, а во многих случаях и полностью отказываться от сброса теплых вод в реки. Если электростанция расположена на берегу мощной реки, то можно избежать последствий теплового загрязнения, применяя специальные смесительные устройства, распределяющие тепло на большую массу воды и снижающие тепловое воздействие. Можно также пользоваться различными температурами воды по глубине водоема или применять предварительное, т.е. перед сбросом, охлаждение теплых вод путем их разбрызгивания. Такой способ одновременно способствует и насыщению воды кислородом. Можно также перейти на замкнутое охлаждение – прудовое там, где позволяет местность или в градирнях.

Замкнутое прудовое охлаждение может быть организовано на ТЭС, находящихся в отдалении от больших населенных пунктов. Создается система прудов, точнее, озер, соединенных между собой протоками. В одно из этих озер спускают теплые воды, которые постепенно перетекают из озера в озеро, охлаждаясь при этом. Из последнего по пути воды озера ТЭС забирает воду для охлаждения. В такой системе прудов – озер тепло охлаждающей воды может быть использовано для разведения теплолюбивых рыб, обогрева теплиц и оранжерей и других полезных целей.

К сожалению, на ТЭС, расположенных в больших городах и крупных населенных центрах, такой способ не осуществим, так как он требует значительных свободных площадей для организации прудов – озер. В этих ТЭС приходится переходить на замкнутые системы охлаждения при помощи градирен, т.е. специальных сооружений, наверх которых подается теплая вода, стекающая по насадке градирен вниз, в бассейн, расположенный под градирней. Теплая вода охлаждается встречным потоком воздуха.

Особый интерес представляют маслоохладители. В систему охлаждения включены не только конденсаторы турбин, но и ряд других аппаратов, которые хотя и требуют несравненно меньшего расхода охлаждающий воды, но способны эту воду загрязнять. К таким аппаратам относятся маслоохладители – трубчатые аппараты, которые в процессе эксплуатации могут пропускать некоторые количества масел в охлаждающую воду. Следствием этого является ее загрязнение нефтепродуктами, причем масла попадают в общей поток охлаждающей воды. Предложен ряд способов для устранения этого загрязнения: изменение конструкции маслоохладителей, выделение их в самостоятельную систему охлаждения, повышение давления охлаждающей воды и т.д. Наиболее часто применяется сооружение промежуточного водяного теплообменника, где существуют два контура: маслоохладитель – теплообменник и теплообменник – градирня – конденсатор. При этом маслами может загрязняться только малый контур, так как давление воды, охлаждающий маслоохладитель, выше давления в малом контуре.

14.4 Обмывочные воды

Особенностью ТЭС, сжигающих жидкое топливо, т.е. сернистые мазуты или нефть, является высокое содержание серы, никеля и ванадия в топливе. Так сернистые мазуты от уфимской и сибирской нефти содержат около 100 г. ванадия, 10-15 г. никеля, и примерно 5 г других металлов в каждой тонне этого топлива.

На станции мощностью 4000 МВт сжигается за час 900 т мазута. При этом освобождается 90 кг ванадия, 15 (20 кг никеля и около 5 кг других металлов. Большая часть этих веществ в виде различных окислов выбрасывается в атмосферу с уходящими газами; от 5 до 15% оседает в системе котла на различных поверхностях. Отлегающие в зоне низких температур соединения могут быть смыты водой, так как они состоят из растворимых сульфатов ванадия V(SO4) 3, ванадила VOSO4, сульфатов никеля NiSO4 и железа FeSO4. Соли железа являются продуктом коррозии металлических поверхностей сернистыми соединениями, главным образом серной кислотой.

Технология обработки обмывочных вод с извлечением из них ванадия разработана ВТИ. Она заключается в частичной нейтрализацией этой воды до рН 4. В этих условиях осаждается часть железа и практически весь ванадий. Осадок отделяется и направляется металлургам для выплавки феррованадия, а жидкость подвергается окончательной нейтрализации для полного осаждения железа и других примесей. Освобожденная от металлических соединений вода может быть возвращена для проведения следующих обмывок. Физиологические свойства ванадия и его соединений весьма опасны. Соединения ванадия ядовиты. При попадании их в организм человека развивается поражение дыхательных путей, нарушается деятельность сердца, почек и печени.

14.5 Нефтезагрязненные воды

Воды, загрязненные нефтепродуктами, т.е. мазутом и маслами, образуются на всех станциях независимо от вида топлива. На мазутных ТЭС количество этих вод обычно больше за счет конденсатов, получающихся при разогреве мазута.

Нефтезагрязненная вода собирается в бак-отстойник, являющийся также усреднителем. В нем происходит всплывание части нефтепродуктов и оседание тяжелых фракций. Как всплывающие, так и оседающие загрязнения периодически удаляются. Далее к воде добавляются реагенты – сернокислый алюминий и щелочь, в результате чего образуется осадок Al(OH)3, хорошо захватывающий нефтепродукты. В аппарате происходит насыщение воды воздухом под давлением 6 кгс/см². Насыщенная воздухом вода поступает во флотатор, в котором вода вскипает вследствие выделения пузырьков воздуха. Пена, содержащая хлопья гидроокиси алюминия и нефтепродуктов, удаляется с поверхности флотатора, а вода проходит механические и сорбционные фильтры, на чем заканчивается ее очистка. Для высокозагрязненных стоков эффективность работы очень высока.

Так, в усреднителе остается до 30% нефтепродуктов, если их содержание в поступающей воде было 100 мг/л. Флотатор при этих условиях снижает содержание нефтепродуктов еще на 30 (40%. Достаточно эффективно работают механические и сорбционные фильтры.

Следует заметить, что в системах оборотного охлаждения с градирнями возникают на насадках градирен живые организмы, существующие за счет окисления органических примесей циркулирующей воды. Эти организмы способны окислять также и нефтепродукты, так что сброс грубоочищенных вод в систему оборотного охлаждения не будет приводить к загрязнению нефтепродуктами этой системы.

14.6 Воды химводоочисток

Подготовка воды для питания паровых котлов на современных ТЭС осуществляется методами глубокого химического обессоливания с применением ионитов. Основной вклад в эти стоки вносит обработка воды методом ионного обмена. Катионированием называется процесс обмена катионов между веществами, растворенными в воде и твердым нерастворимым веществом

(катионитом). Так при Na – катионировании обменным катионом является Na:

Ca2++2 Na+R – (Ca2+R–+2Na+Mg2++2 Na+R – (Mg2+R–+2Na+

Когда ионов Na становися мало, то фильтры ставят на регенерацию, пропуская через них NaCl

Ca2R + 2 NaCl (2 NaR + CaCl2 Mg2R + 2 NaCl (2 NaR + MgCl2

Растворы CaCl2 и MgCl2 выводятся в окружающую среду.

Также может производится Н-катионирование где в результате регенерации выбрасываются CaSO4 и MgSO4.

Практически также выглядит и ОН – анионирование, только при этом удаляются ионы SO42–, Cl–, HCO3– Результат регенерации: Na2SO4 и NaCl.

Основной недостаток ионообменного метода большой объем сточных вод, достигающий на многих установках 20 (30% количества поступающих на водоочистку вод. Такое количество не сильно отражается на составе Камы, но для рек с меньшим водостоком солевой сброс водоочисток уже ощутим.

Один из предполагаемых путей отказа от ионитного способа водоподготовки является переход на испарители. В испарителях реализован принцип, что обессоленная вода испаряется, а с солями нет. Этот способ связан с трудноразрешимыми задачами. Необходимо, во-первых иметь испарители большой мощности и при этом такие, которые могли бы выдавать достаточно чистый дистиллят. Другой путь – применение испарителей для упаривания солевых стоков. Здесь возникает задача, где можно использовать образующуюся смесь солей.

14.7 Отработавшие растворы от промывок и консервации теплосилового оборудования

В результате химических промывок и консервации теплосилового оборудования получаются отработавшие растворы довольно разнообразного состава. Эти растворы содержат минеральные (обычно соляную или серную, реже плавиковую) или органические кислоты. Для промывок применяется лимонная, фталевая, ЭДТА или ее двунатривая соль – трилон. Для ускорения растворения некоторых компонентов накипи, например металлической меди, в промывочные растворы вводят тиамочевину, окислители. В консервационных растворах присутствует аммиак, гидразин, NaNO3. С целью ослабить коррозионное воздействие кислотных растворов на металл применяют каптакс, катапин, уротропин или формалин.

Так как органические вещества, присутствующие во всех этих растворах, могут подвергаться биологической переработке, то можно было бы сбрасывать эти отработавшие растворы на биологическую очистку вместе с хозяйственно – бытовыми стоками. Однако этому препятствует присутствие некоторых веществ, являющихся ядами для биологических агентов. К таким ядовитым примесям относятся ионы меди и железа, формалин, гидразин и трилон. Вследствие этого перед сбросом в хозяйственно-фекальную канализацию эти стоки должны быть обработаны: железо и медь должны быть осаждены щелочами или сернистым натрием; трилон связан в виде кальциевых комплексов; гидразин окислен.

14.8 Пути устранения влияния стоков ТЭС на окружающую среду

Наиболее перспективным путем устранения влияния жидких стоков ТЭС на природные водоемы является создание бессточных ТЭС, точнее электростанций совершенно не сбрасывающих загрязненные стоки в природные водоемы. Для станций, работающих на твердых топливах, системы ГЗУ могут явиться приемником всевозможных стоков и в тоже время источником водоснабжения электростанций.

Очевидно, что воды ГЗУ должны проходить предварительную очистку вплоть до дистилляции в отдельных случаях. Образующиеся при испарении соли можно было бы подавать в топки паровых котлов, если будет установлена возможность образования сплавов с золой этого топлива.

На мазутных и газовых ТЭС можно установить установки для максимального концентрирования всех водяных стоков. Не исключено электролитическое разделение солей на кислотные и щелочные фракции, которые могли бы быть возвращены на ионитные водоочистки в качестве компонентов для регенерации.

Чтобы избежать сброс охлаждающей воды нужно применять оборотную систему охлаждения с сухими градирнями.

15. Специальное задание: дробеочистка

Дробеочистка применяется для очистки конвективных поверхностей нагрева, расположенных в вертикальном положении нисходящим газоходе, от плотных отложений. Очистка труб от золовых загрязнений осуществляется за счет кинетической энергии падающих сверху чугунных дробинок диаметром 3–5 мм. Дробь вместе со сбитой золой падает в нижний бункер конвективной шахты. Зола подхватывается потоком газа и удаляется в золоуловители; дробь подается на верх конвективной шахты для дальнейшей работы. Подача дроби снизу вверх осуществляется пневмотранспортом, который может выполняться по всасывающей схеме (рисунок 1,3) или напорной схеме (рисунок 2).В первом случае отсос воздуха производится за счет парового эжектора, вакуумного насоса или вентилятора, во втором - воздух подается компрессором под давлением. Для равномерного распределения дроби по очищаемой поверхности служат полусферические (рисунок 1,3) или пневматические (рисунок 2) разбрасыватели, вынесенные из газохода. Из газохода дробь поступает в смеситель, где подхватывается потоком воздуха. Смеситель выполняют в виде всасывающей насадки (в схеме с разряжением) или инжектора (в схеме под давлением), поддерживающего в месте входа дроби разряжение 10–30 Па.

Во всасывающей схеме высота течки должна быть не менее 1500 мм для обеспечения открытия мигалки при большом разряжении в дробеуловителе и течке, составляющем около 20 кПа. Для уменьшения повреждения труб вследствие наклепа дробью расстояние от полусферы до первых рядов труб допускается не более 450 мм. Первые два ряда труб защищают уголками. При температуре газов в месте установке течки с разбрасывателями выше 650°С для мазута и выше 800°С для угля необходимо выполнять эти элементы охлаждаемыми. Расход охлаждающей воды на одну течку 0,5–0,8 кг/с, расход воздуха на один контур 0,5–7 кг/с.

Напорная схема имеет гидравлическое сопротивление около 50–60 кПа; всасывающая 15–20 кПа.

Расход дроби определяется по формуле:

, кг/с, (16.1)

где gдр – расход дроби на 1 м² сечения газохода за период очистки, рекомендуется около 200–300 кг/м²; Fг*х – сечение газохода конвективной шахты в плане, м²;

n – количество пневмолиний, выбирается из расчета обслуживания одним разбрасывателем площади сечением 2,5Х2,5 м при неохлаждаемых течках или 3Х3 м при охлаждаемых течках. Каждая пневмолиния объединяет от двух до четырех разбрасывателей; τ – период очистки, с; принимается около 1500 с (25 мин).

16 Экономическая часть

16.1 Определение среднегодовых технико-экономических показателей проектируемой ГРЭС

Капиталовложения в строительстве ГРЭС определяются:

, (тыс. Руб.) (17.1)

где: -капиталовложения в первый (головной) блок млн. руб.

- капиталовложения в каждый последующий блок млн. руб.

– коэффициент учитывающий район строительства (приложение 3)

млн. руб.

Удельные капиталовложения определяются:

, (руб./КВт) (17.2)

где: – установленная (номинальная) мощность станции, тыс. кВт.

-капиталовложения в строительстве электростанций, кВт. (величины приведены в приложении 2)

руб./КВт

Годовая выработка электроэнергии подсчитывается по формуле

, (МВт/ч) (17.3)

где – установленная мощность электростанции, МВт;

- установленная мощность электростанции

МВт/ч

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды определяется на основании энергетической характеристики, приведенной в таблице 2, в зависимости от мощности и вида сжигаемого топлива

, (МВт/ч) (17.4)

где - кол-во установленных блоков;

- число часов работы блока в течении года, принимается 7300–8000 ч;

- годовая выработка электроэнергии МВт.ч

МВт/ч

Удельный расход электроэнергии на собственные нужды определяется:

(17.5)

, (МВт/ч) (17.6)

где:- годовая выработка электроэнергии МВт/ч

МВт/ч

, (тут/год) (17.7)

где: - часовой расход топлива на хх основного оборудования, тут /ч;

- число часов работы блока в течении года, равное принятому в формуле (4), ч;

– средний относительный прирост расхода условного топлива (увеличение расхода топлива на энергоблоке при возрастании его электрической нагрузки на единицу) т/МВт.ч;

– разность средних относительных приростов расхода топлива при нагрузках, превышающих критическую, по сравнению с докритической нагрузкой, т/МВт.ч;

– выработка электроэнергии, МВТ.ч;

- номинальная мощность блока, МВт;

- число часов использования установленной мощности, равное принятому в формуле (3), ч

тут/год

, тн. т/год (17.8)

где:

- удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг

- норма потерь топлива при перевозке вне территории электростанции (принимается по приложению II)

тут/год

, (гут/кВт.ч) (17.9)

где- годовой расход условного топлива котлами, (тут/год);

- годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции, (МВт.ч).

Для контроля правильности выполнения расчетов рекомендуется использовать приложения 16,17.

гут/кВт.ч

КПД станции по отпуску электроэнергии

(17.10)

где- удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии, ту. т/кВт.ч.

, (тыс руб./год); (17.11)

Для станций, сжигающих газ мазут:

, (тыс руб./год); (17.12)

-годовой расход натурального топлива, тыс. тн. т/год – для твердого и жидкого топлива, млн /год – для газа

тыс руб./год

Укрупнено затраты на воду на технологические цели могут быть определены следующим образом:

, тыс. руб./год (17.13)

где: 4050 руб./год на одну тонну суммарной часовой производительности котлов (большее значение принимается для блоков 300 МВт и выше);

0,30,8 руб./год на 1 кВт установленной мощности в зависимости от типа блока, значения приведены в табл. 4;

- расход натурального топлива, тыс. тн. т/год

– годовая плата за воду в бюджет в зависимости от мощности блока и типа циркуляционной системы водоснабжения в расчете на один блок тыс. руб./год, его значение приведено в табл. 5

- суммарная номинальная паропроизводительность всех установленных котлов (по заданию или из расчета) тыс. т/ч;

- установленная номинальная мощность станции МВт;

- количество установленных блоков, шт.

тыс руб./год

Для укрупненных расчетов затраты на основную заработную плату производственных рабочих определяются по формуле:

, (тыс. руб./год) (17.14)

где:-0,60,7 – доля производ. Рабочих в общей численности экспл. Персонала

- удельная численность эксплуатационного персонала (приложение 12,13)

- средняя заработная плата одного производственного рабочего

-районный коэффициент оплаты труда

тыс руб./год

Важными показателями косвенно характеризующими уровень производительности труда на ГРЭС, являются:

удельная численность промышленно-производственного персонала, формула (22); удельная численность эксплуатационного персонала формула

, чел./МВт (17.15)

где -численность промышленно – производственного персонала (приложения 12,13)

чел./МВт

, чел./МВт (17.16)

где - численность эксплутационного персонала (приложение 12,13)

- установленная мощность станций, МВт

чел./МВт

, тыс. руб./год

тыс. руб./год

, тыс. руб./год

тыс. руб./год

Стоимость оборудования являющегося частью капиталовложения определяется:

, тыс. руб./год (17.18)

где: т – коэффициент зависящий от номинальной мощности блока, равной 0,43 для блока 150,200,300 МВт и 0,45 для блоков 500,800,1200;

- капитальные вложения в строительство станций млн. руб.

тыс. руб./год

Амортизационные отчисления для производственного оборудования.

, тыс. руб./год, (17.19)

где: - стоимость оборудования тыс. руб.

- 7,5–8% средняя норма амортизации для производственного оборудования

тыс. руб./год

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования.

, тыс. руб./год (17.20)

где: - 1,151,35 – коэффициент, учитывающий расходы за текущий ремонт и эксплуатацию оборудования (большие значения для бурых и многозольных углей).

- амортизационные отчисления на производственное оборудования тыс. руб./год

тыс. руб./год

В эту статью включаются затраты по обслуживанию цехов и управлению ими:

• Заработная плата основная, дополнительная и отчисления по соцстраху общецехового персонала, амортизация, затраты по содержанию и текущему ремонту зданий и инвентаря общецехового значения; расходы по охране труда.

Приближенно эти расходы определяются долей от расходов на содержание и эксплуатацию оборудования

, (тыс. руб./год) (17.21)

где- зависит в первую очередь, от установленной мощности и определяется данными табл. 6

тыс. руб./год

Общестанционные расходы связаны с управлением работой станции (содержание, текущий ремонт, амортизация заводских средств, испытания, опыты, рационализация, охрана труда и т.д.) и составляет:

, (тыс. руб./год) (17.22)

где: - численность адм.-производственного персонала, принимается по приложению 15 для блоков 500 МВт и выше принимается 15% численности эксплуатационного персонала

районный коэффициент по оплате труда (приложение 16);

- доля прочих затрат общестанционного характера, которые определяются через издержки и зависят от установленной мощности, значения приведено в табл. 7

; тыс. руб./год

В общие издержки производства ГРЭС включаются все рассчитанные затраты. В случае расчета пусковых затрат, их тоже следует учесть в формуле (31).

При отсутствии пусковых затрат:

(тыс. руб./год) (17.23)

тыс. руб./год

Калькуляция себестоимости электроэнергии отпущенной с шин ГРЭС

Себестоимость отпускаемой электроэнергии

, (коп/кВтч); (17.24)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

, (коп/кВтч)

, (коп/кВтч);

Структура эксплуатационных затрат позволяет судить об удельном весе каждой статьи в общих издержках по ГРЭС и определяется:

(17.25)

Например, для статьи «Топливо на технологические цели» будем иметь:

и т.д. по каждой статье расходов.

Таблица 17.1

Наименование статей калькуляции

Годовые издержки

Затраты на кВт.ч

Структура себестоимости,

Топливо на технологические цели

2622760,88

42,84

87,2

Вода на технологические цели

50450

0,82

1,6

Основная зарплата производственных рабочих

27648

0,45

0,91

Дополнительная зарплата производственных рабочих

2764,8

0,045

0,091

Отчисления на соцстрахование с зарплаты рабочих

7907,3

0,13

0,026

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

235691

3,85

7,83

Цеховые расходы

28282,92

0,46

0,94

Общестанционные расходы

32037,39

0,52

1,00

Итого:

3007542,29

49,115

100

Литература

1. Гиршфельд В.Я., Морозов Г.Н. Тепловые электрические станции – М.; Энергоатомиздат, 1999

2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети – М.; Энергоиздат, 1992

3. Прузнер С.Л. Экономика, организация и планирование энергетического производства – М.; Энергоатомиздат, 1994

4. Ю.М. Липов и др. Компоновка и тепловой расчет парового котла – М.; Энергоатомиздат, 1988

5. М.И. Резников Котельные установки электростанций – М.; Энергоатомиздат, 1987

6. Князевский Б.А. Охрана труда в энергетике – М.; Энергоатомиздат, 2000

7. Смирнов А.Д., Антипов К.М. Справочная книжка энергетика – М.; Энергоатомиздат, 1997

8. Нормы экономического проектирования тепловых электрических станций – ВГПИ и НИИ «Энергосетьпроект», 1997

9. ТЭС и АЭС – справочник – М.; Энергоиздат, 1982

10. Аэродинамический расчет котельных установок – М.; Энергия, 1977

11. Нормы технологического проектирования тепловых электростанций – ВН-81

12. М.И. Ривкин Термодинамические свойства воды и водяного пара – справочник – М.; Энергоатомиздат, 1987