Технико-экономическое обоснование реконструкции Омской ТЭЦ-2

Состав котельного оборудования. Состояние золоотвала, резервное топливообеспечение. Вопросы водоснабжения питьевой водой. Состояние теплофикационного оборудования Омской ТЭЦ-2. Расчет тепловой схемы энергетической газотурбинной установки электростанции.

Рубрика Физика и энергетика
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 03.05.2015
Размер файла 1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Высокоэффективное потребление и переработка энергоресурсов, а также энергосберегающие технологии в настоящее время являются важнейшими аспектами дальнейшего развития энергетики. Природный газ является высококачественным энергетическим топливом, поэтому использование его только на выработку тепла крайне неэффективно. В связи с этим одно из направлений по развитию энергетики является комбинированная выработка тепла и электроэнергии. В связи с этим в данной работе предлагается проект реконструкции Омской ТЭЦ-2 с установкой двух газовых турбин типа НК-37 (УТЗ) мощностью 29,7 МВт с котлами-утилизаторами с дожигом отработанных газов производительностью 86 Гкал/ч. и паровой турбины Р-10.

При этом:

- общее потребление топлива оборудованием после реконструкции не должно превышать пропускной способности станционного оборудования ГРП,

- установленная электрическая мощность станции после реконструкции должна соответствовать первоначальной (проектной) мощности станции 66МВт, (данное условие необходимо для минимизации капитальных затрат, связанных с реконструкцией электрической схемы),

- отпуск тепловой мощности после реконструкции не должен превышать пропускную способность существующих тепловых сетей станции (для сведения капитальных затрат на реконструкции теплофикационной схемы к минимуму),

- установка нового оборудования осуществляется в существующем главном корпусе.

Реализация данного проекта отвечает основным положениям «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», целью которой является максимально эффективное использование природных топливно-энергетических ресурсов, выработка тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, использующих в качестве топлива природный газ, должна осуществляться по наиболее выгодному циклу, которым является цикл ПГУ. Данная тенденция развития поддерживается не только в западной, но и в Российской энергетике. Внедрение парогазовых установок в комплексе с существующим оборудованием станций позволяет поднять коэффициент использования топлива при выработке тепловой и электрической энергии.

Потребление электроэнергии ТЭЦ-2 на собственные нужды составляет 32000-35000 тыс.кВтч в год. После проведения реконструкции возможно полное обеспечение станции электроэнергией, а так же отпуск ее сторонним потребителям.

В настоящее время Омская область является энергодефицитным регионом, установка же электрогенерирующих мощностей на ТЭЦ-2 позволит частично покрыть дефицит региона.

По данным 2008 года себестоимость 1Гкал тепловой энергии, произведенной на Омской ТЭЦ-2 составляет 426 рублей, что больше отпускного тарифа Омского филиала АО «ТГК-11».

Применение парогазовых технологий для комбинированной выработки энергии является наиболее экономичным способом ее получения. Работа установки в базовом режиме в условиях станции позволит существенно уменьшить себестоимость выпускаемой продукции, а это в свою очередь позволит сдержать рост тарифов для промышленных потребителей и населения.

Для поддержания высоких темпов строительства и ввода в эксплуатацию объектов жилищно-коммунальной сферы города Омска необходимо своевременное обеспечение всеми видами энергетической продукции. Выполнение данных мероприятий в свою очередь способствует дополнительному привлечению инвестиций для реализации стратегических проектов Омского региона.

Задача:

- Задачей предполагаемой реконструкции является частичная замена на данном этапе физически и морально изношенного оборудования и установка электрогенерирующих мощностей для выработки электрической мощности на тепловом потреблении.

Краткая характеристика Омской ТЭЦ-2

Омская ТЭЦ-2 является -структурным подразделением Омского филиала АО «ТГК-11», расположена в Ленинском административном округе.

В котельном отделении располагаются девять паровых котлов. Характеристики котельного оборудования представлены в таблице 1 и 2.

Состав и состояние котельного оборудования

Таблица1.

Котел

Станц.№

Тип(марка)

Параметры острого пара

Производительность т/ч

Год ввода

топливо

Давление кг/см2

Темпер. 0С

основное

резервное

Котел паровой

1

НЗЛ-650

13

250

65

1941

газ

уголь

Котел паровой

2

НЗЛ-650

13

250

65

1941

газ

уголь

Котел паровой

3

Бобкок-Верке

13

250

70

1943

газ

уголь

Котел паровой

4

ФТ-60/34

13

250

70

1943

газ

уголь

Котел паровой

5

Бобкок- Вилькокс

13

250

85

1949

газ

мазут

Котел паровой

6

Бобкок- Вилькокс

13

250

85

1952

газ

мазут

Котел паровой

7

ТП-130

13

250

110

1958

газ

уголь

Котел паровой

8

БКЗ-75-39ФБ

13

250

75

1966

газ

уголь

Котел паровой

9

БКЗ-75-39ФБ

13

250

75

1967

газ

уголь

Общая производительность котельного оборудования на 01.01.2008г составляла 700т/ч, (416,7Гкал/ч) с параметрами 13кг/см2, Т=2500С.

- С 1989 по 1993 годы все котлоагрегаты были переведены с 39кгс/см2 на пониженные параметры пара 13 кгс/см2.

- Котлоагрегаты ТЭЦ-2 первоначально были рассчитаны на сжигание кузнецкого угля.

- В настоящее время реализован проект в части перевода 7-ми из 9-ти существующих котлов на природный газ как основное топливо, с сохранением в качестве резервного топлива кузнецкого угля. На семи реконструированных котлоагрегатах установлены пылеугольные газомазутные горелки. Мазут является растопочным топливом.

- С 2002 года введена в эксплуатацию новая бойлерная установка БУ№3 Q=300гкал/час.

Паровые котлы №1,2,3,4 довоенного производства. Котлы №3,5,6 - иностранных фирм Бобкок-Верке, Бобкок-Вилькокс. Вопросы перевода этих котлов на высокие параметры, для работы с турбоагрегатом, практически не решаемые из-за выработки ресурса и требуют согласования с заводами изготовителями.

Состояние золоотвала

2-я секция золоотвала введена в эксплуатацию в 1982 году. Класс ответственности - второй. Высота ограждающих дамб - 8 метров. Площадь золоотвала - 19 га.

В 2006 году выполнены 6 и 7-ой этапы работ по обследованию мониторингу и разработке критериев безопасности второй секции золоотвала «ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева»

Проведены работы по ремонту западной дамбы золоотвала.

Состояние золоотвала в целом удовлетворительное.

Декларация безопасности регистрационный номер 197/2004 от 26 августа 2004 г. Срок действия до 26.08.2008 года. Рекультивация не проводилась.

Насосная осветленной воды производительностью 600 м3/час в отдельно стоящем здании на золоотвале. Возврат воды осуществляется по трубопроводу осветленной воды Ду-325мм, длиной 6,8 км.

Среднегодовой выход золошлаковых отходов - 7000 м3/год.

Остаточная емкость 30 000 м3 что может обеспечить работу в течение 4 лет.

Использование золошлаковых отходов с золоотвала СП ТЭЦ-2 в регулярном порядке не производится. Ведутся переговоры по забору золы из 2 секции золоотвала тремя организациями в объеме до 1000 куб.м в месяц

1.ООО «Мирмаркет» -400 куб.м.

2.ОАО «Мостовик». - 400 куб.м

3.ООО «Кожзавод» - 200 куб.м

Вопросы топливообеспечения

Расход топлива.

- природный газ от ООО “Межрегионгаз” в объеме - 92,3млн. куб.м;

- мазут марки ТКМ-16 “ОНПЗ” в объеме - 413тн;

- каменный уголь “Кузнецкого” месторождения в объеме 34768тн:

Подача природного газа от ГРС-4 до территории ТЭЦ-2 ведется по подземному газопроводу с давлением 0.6 МПа (6 кгс/см2). Ввод газа на территорию до ГРП и разводка по территории ведётся по надземному газопроводу. Диаметр газопровода 530 мм. Проектная пропускная способность ГРП составляет 70тыс.м3/час или 79,8тут/час

Резервное топливообеспечение

Письмами Госплана СССР АЛ-573/13-582 от 26 сентября 1983года для Омских ТЭЦ-2,3, и котельной теплосети разрешено использование газа в качестве основного топлива. Приказом Министерства энергетики и электрификации СССР годовой расход газа для Омской ТЭЦ-2 составляет 217,866млн. м3/год. Кузнецкий уголь сохраняется в качестве резервного топлива.

Состояние здания главного корпуса Омской ТЭЦ-2

На основании обследований и экспертизы промышленной безопасности здания главного корпуса, проведённой в 2005-2006г. организацией ООО « ТАНТАЛ», дефектов и повреждений, оказывающих негативное влияние на несущую способность и надёжность конструкций не зафиксировано. Анализ проведённой экспертизы промышленной безопасности даёт основание для следующих выводов:

-на момент проведения экспертизы здание главного корпуса ТЭЦ-2 соответствует требованиям промышленной безопасности.

-считается возможным допустить эксплуатацию здания главного корпуса сроком на 5 лет, с последующим обследованием и продлением сроков эксплуатации.

Вопросы водоснабжения питьевой водой

Источником водоснабжения являются сети ОАО «Омскводоканал». От двух магистральных водоводов диаметром 500 и 600 мм. ТЭЦ-2 запитана по 4 вводам диаметром 250, 300, 400 и 600мм. Ограничений по водоснабжению питьевой водой ТЭЦ нет.

Состояние теплофикационного оборудования

Существующая деаэрационная установка подпитки теплосети обеспечивает содержание кислорода в деаэрированной воде 50?120 мкг/дм3, при общей загрузке вакуумного деаэратора от 430 до 640т/ч

1.Для обеспечения перспективы развития тепловых нагрузок от ТЭЦ-2, необходимо увеличение производительности деаэрационной подпиточной установки до 1100т/ч.

2.Требуется реконструкция вакуумных деаэраторов типа ДВ-800 на деаэраторы с увеличением производительности до 1200 т/час

3.Требуется замена пикового бойлера ПБ-3 в связи с неудовлетворительным состоянием.

4.Требуется замена сетевых насосов типа 10 НМКх2 производительностью 900 м3/час в количестве 8 шт. на насосы производительностью 1250 м3/час.

5.Требуется замена деаэраторов питательной воды ДСА- ст №2,5,4 на новые надежные и высокоэкономичные деаэраторы.

1. Технико-экономическое обоснование реконструкции

В связи с тем, что в качестве основного топлива на ТЭЦ-2 используется природный газ, для эффективного его использования предлагаю применение газотурбинных установок.

Потребность в электрической мощности, прилегающей к ТЭЦ-2 сети 110 кВ, будет составлять 34-42 МВт на уровне 2010года и 69-77 МВт на уровне 2015г. Кроме этого, электрическая схема станции и схема выдачи электрической мощности, соответствующая проектной мощности, рассчитана на 66 МВт. Согласно вышесказанному, а так же в соответствии с протоколом технического совета от 27.11.2007г. в качестве реконструкции предлагается восстановление генерирующих мощностей и доведение электрической мощности станции до 60 МВт.

Перспективная тепловая нагрузка по горячей воде составит порядка 345Гкал/ч, исходя из оптимального распределения пиковой и базовой составляющей в соотношении 0,5/0,5, базовая нагрузка будет составлять 173 Гкал/ч. Наиболее экономично данное количество тепла вырабатывать с применим газовых турбин, а пиковую часть обеспечивать имеющимися паровыми котлами.

Предполагаю установку двух газовых турбин НК-37 и котлов- утилизаторов в котельном цехе на месте демонтируемых котлов №1 и №2 и установку противодавленческой турбины электрической мощностью 10 МВт с параметрами на входе Р=13 кг/см2 и температурой 275°С и параметрами на выходе Р=1,2 кг/см2 и температурой 120°С.

Установленная мощность станции составит: - тепловая 397.6 Гкал/ч, - электрическая 68,2 МВт.

Технические характеристики устанавливаемого оборудования

Марка газовой турбины

Единицы измерения

НК-37

1. Мощность установленная

электрическая

МВт

29,6

тепловая

Гкал/ч

34,5

2. Максимально возможное чис-

ло часов использования

часов в год

7536

3. КПД электрический

%

35,4

4. Вид топлива

природный газ

5.Давление топливного газа

кг/см2

21

6.Расход топливного газа

кг/ч

6027

7.Температура газа после ГТД

°С

476

8.Ресурс ГТД

час

100000

до кап. ремонта

час

25000

9. Расход эл.энергии на с.н.

%

4

10.Расход воздуха

кг/с

105,7

11. Коэф. избытка воздуха

3,68

В рамках предпроектной проработки рассчитана технологическая возможность и эффективность развития ТЭЦ приведены в таблице:

Вводимая электрическая мощность

МВт

68,2

Водимая тепловая мощность

Гкал/ч

54

Вид установленного оборудования

- газовая турбина

НК-37

- паровая турбина

Р-10

ориентировочные капиталовложения

млн руб.

1772

$/квт

1000

Списание котлоагрегатов

№№

1,2

Установленная тепловая мощность станции после реконструкции

Гкал/ч

399,3

Установленная электрическая мощность станции после реконструкции

МВт

68,2

Как видно из приведенного выше, максимальная подключенная нагрузка ГВС может составлять 397.6 Гкал/ч, что практически соответствует максимальной возможной потребляемой нагрузки в данном районе. При подключении нагрузки до 345,24 Гкал/час(2 этап подключения) реконструкция с данным составом оборудования позволит свести к минимуму работу угольных паровых котлов, что в свою очередь приведет к снижению вредных выбросов в атмосферу.

Полное прекращение потребления угля после реконструкции не планируется. Уголь остается резервным топливом для паровых котлов.

При расчетной температуре для отопления (-370С) в работе находятся все газовые турбины, котлы -утилизаторы и паровые котлы. При повышении температуры наружного воздуха образуется резерв основного оборудования, позволяющей выводить оборудование для ремонта. При средней температуре отопительного периода высвобождается резерв в количестве 199Гкал/ч. (4 паровых котла). В летний период для обеспечения нагрузки ГВС (около 40Гкал/ч) достаточно двух газотурбинных установок. Число часов использования установленной мощности газовых турбин будет составлять 7536 часов в год. Число часов использования установленной мощности паровых котлов 2122 часов в год. Общее число часов использования установленной тепловой мощности станции будет составлять 3100 часов в год.

Основным топливом для газовых турбин является природный газ.

Необходимость применения резервного топлива для газовых турбин будет определено на стадии проектной проработки и уточнения максимальной возможной тепловой нагрузки потребителей.

В качестве возможного резервного топлива для турбин предлогаю использование дизельного топлива. Для обеспечения подачи резервного топлива необходимо строительство баков-накопителей и насосной станции для подачи дизельного топлива к газовым турбинам. Данное оборудование может располагаться на месте демонтируемых неработающих аккумуляторных баков теплосети.

2. Расчет тепловой схемы ПГУ

2.1 Расчет тепловой схемы энергетической газотурбинной установки электростанции

Целью расчета тепловой схемы ГТУ является определение параметров рабочего тела, расхода топлива и энергетических характеристик установки.

Рис. 2.1. Принципиальная тепловая схема НК-37:

ВО - воздухоохладитель; КВОУ - комплексное воздухоочистительное устройство; 1 - 4 - ступень газовой турбины

Исходные данные

Приняты параметры рабочего тела и показатели работы ГТУ для базового (расчетного) режима работы, которые отмечены индексом «О». Расчет выполняем для режима, в котором, по сравнению с базовым, изменена температура наружного воздуха (нерасчетный режим).

Основные показатели работы ГТУ в базовом (расчетном) режиме

1. Параметры наружного воздуха (по ISO № 2314):

То.нв = 288 К, Ро.нв = 0,1013 МПа.

2. Начальная температура газов на входе в газовую турбину (перед первым рядом сопловых решеток): Тнт = 1333 К.

3. Основное топливо - природный газ, имеющий следующие характеристики (по ГОСТ 5542):

- теплотворная способность = 48610 кДж/кг;

- плотность ст = 0,723 кг/м3;

- теоретически необходимое количество для сжигания 1 кг топлива L0 = 16,62 кг;

- состав (% по объему): СН4 = 98,9; С2Н6 = 0,13; С3Н8 = 0,01; СО2 = 0,08; N2 = 0,87.

4. Физическая частота вращения ротора ГТУ nо.ф = 50 с-1.

5. Удельная приведенная частота вращения ротора ГТУ = 1,0.

6. Удельный приведенный расход воздуха = 1,0.

7. Физический расход воздуха на входе в компрессор Gо.к = 138 кг/с.

Ниже приведены некоторые дополнительные данные по НК-37.

Таблица 2.1

Характеристика диффузора ГТ

Длина, м

5,3

Внутренний диаметр, м

1,61

Наружный диаметр, м

4,068

Скорость газов на выходе из диффузора ГТ (при tнв = 0 °С), м/с

78,5

КПД диффузора, %

70,0

Таблица 2.2

Параметры проточной части НК-37.

Конструктивные параметры проточной части ГТ

Ступени проточной части

1

2

3

4

Высота сопел, мм

144

207

336

510

Высота лопаток, мм

155

256

398

600

Число сопел

84

72

66

72

Число лопаток

107

86

89

97

Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре

Параметры рабочего тела в компрессоре НК-37 определяем, используя совмещенную характеристику установки (рис. 2.2).

Относительная (удельная) приведенная частота вращении

Приведенная частота вращения ротора ГТУ

2. Приведенный расход воздуха через компрессор.

По характеристике (рис. 2.2) с помощью величин и Тнт определяем удельный приведенный расход воздуха: = 1,037 а также приведенный расход воздуха:

Рис. 2.2. Совмещенная характеристика НК-37

Gо = 138 кг/с; = 0,1013 МПа; = 273К; nо = 3000 об/мин; = зк + 0,007

3. Степень повышения давления в компрессоре определяем по величинам и Тнт (рис. 2.2): рк = 14,207.

4. Изоэнтропийный КПД компрессора определяем по величинам и Тнт (рис. 2.2): зк = 0,802.

5. Давление воздуха на входе в проточную часть компрессора (здесь и далее используются параметры «полного торможения»):

МПа.

Величину потери давления на входе в компрессор можно принять в интервале = 0,0008 ч 0,0013 МПа.

В первом приближении = 0,0011 МПа.

6. Физический расход воздуха через компрессор в нерасчетном режиме:

7. В дальнейшем определяем удельную работу сжатия воздуха в компрессоре и температуру этого воздуха за компрессором. Расчет этих величин проводим методом последовательных приближений по среднеарифметической величине теплоемкости.

В первом приближении принимаем Ткк = 608,33 К.

Среднеинтегральная теплоемкость воздуха определяется по формуле:

.

Теплоемкость воздуха при Тнв равна:

кДж/(кг·К).

Теплоемкость воздуха при

кДж/(кг·К).

Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур Тнв - Ткк:

кДж/(кг·К).

Удельная работа сжатия воздуха в компрессоре:

кДж/кг,

где Rв = 0,287 кДж/(кг·К) - газовая постоянная воздуха.

Температура воздуха за компрессором:

К.

8. Давление воздуха за компрессором

МПа .

9. В тепловой схеме ГТУ предусмотрено охлаждение большинства горячих деталей газовой турбины воздухом, отбираемым из проточной части компрессора. Охлаждаются как сопловые, так и рабочие лопатки проточной части ГТ, элементы ротора и статора. Для этой цели выполняются теплогидравлические расчеты всех элементов системы охлаждения, в результате чего определяют:

- необходимое количество охлаждающего воздуха;

- требуемые давления воздуха, отбираемого для охлаждения из проточной части компрессора и направляемого в соответствующие элементы ГТ.

На основании заводских данных расчета тепловой схемы НК-37, принимается, что отборы воздуха на охлаждение осуществляются после 10, 12 и последней 15-й, ступени компрессора.

Пользуясь этими данными, рассчитываем параметры воздуха в точках отбора его из компрессора.

а) За 10-й ступенью ОК

Gохл 10 = 1,24 кг/с; р10 = 6,0 - заводские данные.

Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за 10-й ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха.

Принимаем в первом приближении

Т10 = 478,17 К; Сp.h 10 = 1,013 кДж/(кДж·К).

Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур Тнв - Т10

кДж/(кг·К).

Удельная работа сжатия воздуха:

кДж/кг .

Температура воздуха за 10-й ступенью компрессора:

К .

б) За 12-й ступенью ОК

Gохл 12 = 3,19 кг/с; р12 = 8,10 - заводские данные.

Методом последовательных приближений, по аналогии с расчетом всего компрессора, определяем температуру за 12-й ступенью ОК и удельную работу сжатия воздуха.

Принимаем в первом приближении

Т12 = 524,54 К; Сp.h 12 = 1,016 кДж/(кДж·К).

Среднеарифметическая величина теплоемкости в интервале температур Тнв - Т12

кДж/(кг·К).

Удельная работа сжатия воздуха:

кДж/кг .

Температура воздуха за 12-й ступенью компрессора:

К .

в) За компрессором

Gохл 15 = 13,73 кг/с - заводские данные.

Ранее были определены величины:

рк = 13,195, Нк = 291,175 кДж/кг, Ткк = 608,326 К.

Продолжим определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре ГТУ.

10. Расход воздуха за компрессором, поступающий в камеру сгорания (КС) ГТУ:

Величину утечек воздуха из уплотнений ротора и другие принимаем из интервала 0,3 - 0,5 от Gк: Gут = 0,005Gк = 0,005·148,2 = 0,741 кг/с.

Дополнительно определяем:

- долю воздуха, поступающего в камеру сгорания ГТУ:

- долю охлаждающего воздуха:

11. Внутренняя мощность, потребляемая компрессором ГТУ:

Используя величины показателя состава газов в и молекулярной массы м (для воздуха эти величины равны соответственно вв = 1,0 и мв = 28,97). По температуре воздуха за компрессором определяем энтальпию 1 кг воздуха

кДж/кмоль,

кДж.

Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ

Тепловой расчет камеры сгорания предполагает определение необходимого расхода топлива Вгт, расчетного значения избытка воздуха и энтальпии газов на входе в ГТ. Эти величины связаны тепловым балансом камеры сгорания. Применительно к 1 кг сжигаемого топлива можно записать

где зкс - КПД камеры сгорания (коэффициент полноты сгорания топлива), который обычно составляет зкс = 0,96 ч 0,99. Принимаем зкс = 0,99.

Находим энтальпию газов на входе в газовую турбину, при величине tнг = 1060 °С, а также по значениям параметра состава газа за ГТУ вг и молекулярной массы продуктов сгорания за ГТУ мг. В общем случае величины вг и мг рассчитываются в зависимости от состава топлива и избытка воздуха.

В рассматриваемом режиме принимаем температуру поступающего в КС природного газа (возможен его предварительный подогрев) tпр.г = 5 °С (Спр.г = 2,18 кДж/(кг·К)). Тогда энтальпия 1 кг сжигаемого природного газа равна: hтопл = tпр.г · Спр.= 5 · 2,18 = 10,898 кДж.

Решение уравнения теплового баланса камеры сгорания выполняем, одновременно оценивая избыток воздуха бкс и энтальпию газов hнт.

Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания определяем графически (рис. 2.3): прямая 1 соответствует энтальпии воздуха, найденной в конце расчета показателей осевого компрессора: hкк = 342,5 кДж. Задаемся несколькими значениями величины бкс и используя уравнение теплового баланса КС строим кривую 2 (табл. 2.3).

В процессе определены:

вг = 1,221; мг = 28,265; бкс = 2,425; hнт = 1383,5 кДж.

Расход топлива в камере сгорания ГТУ определяем из выражения теплового баланса КС:

Относительный расход топлива:

Рис. 2.3. Графическое определение коэффициента избытка воздуха в КС ГТУ:

1 - прямая, соответствующая значению hкк, определенному при расчете показателей осевого компрессора; 2 - кривая, полученная при расчете уравнения теплового баланса камеры сгорания ГТУ

Таблица 2.3

Определение коэффициента избытка воздуха в камере сгорания ГТУ

бкс,

2,1

2,2

2,3

2,4

2,5

2,6

hнт, кДж

1394,8

1390,9

1387,1

1384,2

1381,2

1379

hкк, кДж

193,204

243,815

289,789

332,573

371,532

408,114

Определение основных параметров рабочего тела в газовой турбине

Проточная часть современной газовой турбины обычно состоит из 3 - 5 ступеней (рис 2.4.). При уменьшении их количества облегчается осуществление системы охлаждения горячих деталей, но возрастает нагрузка на каждую из ступеней. Расход газов на входе Gнт и их начальное давление Рнт - величины переменные и зависят от режима работы ГТУ. Начальную температуру газов Тнт в определенных пределах нагрузки поддерживают постоянной за счет соответствующей подачи топлива топливными регулирующими клапанами. Необходимо оговаривать условия ее определения и место, где она фиксирована. По ISO - это температура потока газов перед рабочей решеткой первой ступени лопаток при Рнв = 0,1013 МПа, Тнв = 288 К, dнв = 60 %.

Рис. 2.4. Схема проточной части газовой турбины

1-1 - сечение входа в конфузорный патрубок ГТ(НТ); О-О - сечение входа в сопловой аппарат первой ступени ГТ; Z-Z - сечение выхода газов из последней ступени; Д-Д - сечение выхода газов диффузора ГТ

Рис. 2.5. процесс расширения газов в h,s - диаграмме:

На данном этапе расчета тепловой схемы энергетической ГТУ определяем параметры рабочего тела на входе и выходе газовой турбины, которые необходимы при расчете различных вариантов тепловых схем парогазовых установок электростанций, а также расчетах по котлу-утилизатору, газоводяным теплообменникам и другим элементах ПГУ. Процесс расширения газов в координатах h, s - диаграммы представлены на (рис. 2.5).

1. Потери давления газов в тракте «компрессор - камера сгорания - вход в газовую турбину»

2. Давление газов на входе в газовую турбину:

3. Расход газов на входе в газовую турбину:

4. Коэффициент сопротивления выхлопа газов за ГТУ при ее работе в автономном режиме (сброс газов за диффузором в атмосферу) обычно составляет:

овых = 0,03 - 0,05. Применительно к НК-37 (заводские данные)

овых = 0,0365.

5. Давление газов за ГТУ

МПа .

6. Степень расширения газов в проточной части ГТ

МПа .

Параметры торможения газового потока, (рис. 2.5) рассчитываются по формулам

КПД проточной части ГТ, (рис. 2.5) рассчитываются по формуле:

Поток рабочего тела через проточную часть ГТ можно условно разделить на две составляющие, которые объединяются в итоге в один суммарный расход газов. Первая из составляющих - это газы, которые с начальной температурой Тнг расширяются в проточной части до температуры на выхлопе Ткт. Вторая - это охлажденный воздух, который подается в турбину из проточной части компрессора, затем сбрасывается в поток газов и условно охлаждается до Ткв. В итоге смешение этих составляющих приводит к образованию суммарного расхода рабочего тела с температурой Тсм.

Ниже приведено определение этих температур.

7. Газовая постоянная:

а) газовая постоянная чистых продуктов сгорания (ЧПС)

где ; ; ; ; ; .

б) долю воздуха в потоке газов ГТ определяем отношением количества воздуха, не участвующего в процессе горения, к сумме 1 кг топлива и общего количества воздуха, поступающего в камеру сгорания ГТУ

;

в) газовая постоянная рабочего тела в ГТ

8. Определение среднеарифметической величины теплоемкости.

В первом приближении принимаем Т = Ткт = 810,95 К.

Среднеинтегральная теплоемкость для различных компонентов продуктов сгорания и воздуха:

Среднеинтегральная теплоемкость чистых продуктов сгорания

Среднеинтегральная теплоемкость газов (с учетом избытка воздуха)

Среднеарифметическая величина теплоемкости газов в интервале температур Тнт - Ткт

9. Температура газов за газовой турбиной без учета влияния охлаждающего воздуха:

К.

Для современных энергетических ГТУ значения КПД проточной части газовой турбины находятся в пределах згт = 0,9 - 0,94. В рассматриваемом режиме принимаем КПД проточной части ГТ, пользуясь заводскими данными: згт = 0,9083.

10. Определение теплоемкости смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ.

Значение температуры охлаждающего воздуха в конце проточной части ГТ принимается в пределах Тк.в = (0,80ч 0,82)Ткт. В данном случае принято Тк.в = 0,82·Ткт = 664,98 К, среднеинтегральная теплоемкость воздуха при этой температуре Сp.h в = 1,066 кДж/(кг·К).

Теплоемкость смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газов:

11. Определение температуры смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ.

Температуру смеси газов и охлаждающего воздуха на выхлопе ГТ определяем из уравнения смешения потоков газов

12. Избыток воздуха в смеси газов за газовой турбиной:

13. Содержание окислителя в смеси за ГТ:

14. Определение внутренней мощности газовой турбины.

Внутренняя мощность газовой турбины определяется на основе последовательного газодинамического расчета ступеней ее проточной части с использованием соответствующих методик. Фирмы и организации производители ГТУ пользуются собственными методиками, в которых учтены конструктивные особенности установки, материал лопаток и технология их изготовления, система охлаждения и пр. В указанном примере расчета внутренняя мощность газовой турбины определена с использованием метода, предложенного заводом-изготовителем турбины НК-37.

где индексом «о» обозначены параметры базового режима:

Ро.кт = 0,105 МПа, Ро.нт = 1,1994 МПа, Rг.о = 0,292 кДж/(кг·К), = = 1,185 кДж/(кг·К). Внутренняя мощность ГТ в базовом режиме Noi гт = кВт.

Расчет энергетических показателей газотурбинной установки

Электрическая мощность ГТУ

где механические КПД ГТ и ОК: зм. гт = 0,995, зм. к = 0,995, КПД электрогенератора ГТУ: зэг = 0,985.

КПД ГТУ по производству электроэнергии (брутто)

3. КПД по производству электроэнергии (нетто)

Определяем:

- долю расхода электроэнергии на собственные нужды ГТУ

- долю расхода электроэнергии на привод дожимающего компрессора, который увеличивает давление газового топлива перед его подачей в камеру сгорания. Эта величина зависит от давления природного газа в подающей магистрали ТЭС, а также от давления воздуха за компрессором Ркк, и обычно лежит в пределах = 0,05 - 0,09. В расчете принято = 0,07;

- долю расхода электроэнергии на привод остальных вспомогательных механизмов ГТУ. Можно принять ее из интервала = 0,01 - 0,02. В расчете принято = 0,012.

Таким образом, доля расхода электроэнергии на собственные нужды ГТУ

Эсн = 0,07 + 0,012 = 0,082.

КПД ГТУ по производству электроэнергии (нетто)

2.2 Конструкторский расчет котла-утилизатора (КУ)

Цель конструкторского расчета КУ определить:

- площади поверхностей нагрева;

- геометрию (геометрические характеристики) отдельных элементов;

- паропроизводительность и параметры генерируемого пара при заданных условиях.

Для определения параметров пара, его расхода, а также температуры и энтальпии газов необходимо решить следующие уравнения тепловых балансов поверхностей нагрева КУ:

(2.2)

,(2.3)

(2.4)

Здесь и далее hi - энтальпия газов i - й поверхности нагрева КУ.

Расход пара, генерируемого в контуре КУ, определяем из соотношения (без учета продувки из барабана):

кДж/с.

ж/с.

2. Составим уравнения теплового и материального балансов питательной воды и ГПК КУ.

Деаэратор питается обычно из коллектора ПЕ котла, что позволяет оценить давление в этом аппарате:

При расчете деаэратора принимают температуру воды за ГПК КУ , чтобы обеспечить его устойчивую работу.

Уравнение теплового баланса ГПК КУ:

Отсюда

Уравнение материального баланса деаэратора

где - расход пара в деаэратор.

Уравнение теплового баланса деаэратора:

3. После проведенных расчетов с учетом приведенных выше рекомендаций, для каждой из поверхностей нагрева решим уравнение теплообмена:

Далее площади поверхностей нагрева КУ Fi определяют из этих уравнений.

Предварительно необходимо выбрать тип оребренных труб и параметры оребрения.

Средний коэффициент теплопередачи рассчитывают в соответствии с рекомендациями нормативного метода теплового расчета паровых котлов.

До определения коэффициента теплопередачи находят скорость рабочих тел, проходящих через поверхности нагрева КУ.

Рекомендуется принимать значения скорости в следующих пределах:

газ м/с;

пар м/с;

вода м/с.

4. Определение поверхности нагрева КУ

Необходимо определить габаритные размеры и конструктивную схему секций, из которых комплектуются поверхности нагрева.

Длина труб в секциях и их число могут изменяться в зависимости от технологии производства КУ.

Высота секций, их число в одном ряду и конфигурация трубного пучка определяют сечение для прохода газов, а следовательно, и скорость газов. Число труб в одной секции принимают по условиям компоновки, ее габаритным размером и массе.

Схема может быть выполнена с нижним и верхним коллекторами либо только с нижним коллектором.

Приводим формулы определения площадей

- Поверхность гладкой трубы:

- Боковая поверхность ребра:

- Внутренняя торцевая поверхность ребра:

- Наружная торцевая поверхность ребра

- Поверхность теплообмена оребренной трубы:

- Поверхности теплообмена одной секции:

где dн и lтр - наружный диаметр трубы и ее длина, м; hреб и дреб - высота и толщина ребра, м; вреб - расстояние между осями ребер, м; Fпе вд, Fи вд - площади поверхностей нагрева пароперегревателя и испарителя, м2; nтр - число труб одной секции.

Количество рядов секций в каждой из поверхностей нагрева КУ по ходу газов:

где mсек = 3 - 6 - число секций одного ряда по ходу газа и т.д.

2.3 Паротурбинная установка (ПТУ) в схеме ПГУ с КУ

Целью расчета тепловой схемы ПТУ в составе ПГУ является определение электрической нагрузки турбогенератора в соответствии с поступающим из котла паром.

Расход пара:

Параметры пара

- внутренние относительные КПД проточной части турбин:

Решаем энергетические уравнения ПТУ

2.4 Определение энергетических показателей ПГУ с КУ

Энергетические показатели ПГУ с КУ брутто определяют, используя ее схему тепловых потоков (рис. 2.8).

Рис. 2.8. Схема тепловых потоков ПГУ с КУ:

- теплота, подводимая с топливом в камере сгорания; - электрическая мощность газовой и паровой ступеней ПГУ; - теплота сообщения пароводяному телу в КУ; - полный расход теплоты в ПТУ; .

Теплота, подводимая с топливом в камере сгорания ГТУ, расходуется на получение электроэнергии в газовой () и паровой () частях ПТУ.

Основными энергетическими показателями рассматриваемой ПГУ являются:

КПД ГТУ по производству электроэнергии брутто:

где - КПД производства электроэнергии ГТУ в автономном режиме работы; - теплота подводимого в ГТУ топлива;

2. Удельный расход удельного топлива брутто

В результате расчета тепловой схемы НК-37 получаем ее энергетические показатели в зависимости от параметров наружного воздуха (см. табл. 2.5).

Таблица 2.5

Энергетические показатели НК-37

tНВ

, МВт

, МВт

КПГУ

, г/(кВт·ч)

-55

61,6

10,1

0,675

0,02645

0,4990

246,1

-43

60,3

10,5

0,672

0,02607

0,4946

248,3

-3,3

59,4

10,3

0,664

0,02509

0,5004

245,6

+15

57,3

10,1

0,649

0,02410

0,4984

246,4

+35

51,1

10,2

0,618

0,02352

0,5025

244,4

3. Автоматическое регулирование турбины

3.1 Назначение и цель создания АСУ ТП

котельный оборудование газотурбинный электростанция

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

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

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

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

Краткая характеристика объектов управления
Предполагается установка двух газовых турбин НК-37 и котлов- утилизаторов в котельном цехе на месте демонтируемых котлов №1 и №2 и установку противодавленческой турбины электрической мощностью 10 МВт с параметрами на входе Р=14 кг/см2 и температурой 275°С и параметрами на выходе Р=1,2 кг/см2 и температурой 120°С.
Установленная мощность станции составит: - тепловая 393,3 Гкал/ч, - электрическая 68,2 МВт.
Концепция построения системы контроля и управления
За основу построения системы контроля и управления технологическими процессами вышеуказанных турбоагрегатов принимается использование программно-технических комплексов (ПТК) в составе микропроцессорных контроллеров, размещаемых вблизи от технологического оборудования и автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторов, размещаемых на групповом щите управления.
Надёжность системы контроля и управления обеспечивается за счёт распределения функций между различными подсистемами управления и резервирования.
Функционально СКУ ТП состоит из двух основных частей: управляющей и информационной.
Управляющая система обеспечивает авторегулирование технологических процессов, дистанционное управление операторов, автоматическое управление (автоматизированный пуск, защиты и блокировки).
Информационная часть выполняет сбор, обработку и представление информации оперативному персоналу, документирование и архивацию.
Систему контроля и управления обще станционным оборудованием предлагается реализовать на традиционных индивидуальных технических средствах с использованием отдельных микропроцессорных средств целеё регулирования, защиты и блокировок. При дальнейшей проработке проекта возможна реализация СКУ обще станционного оборудования так же частично или полностью на ПТК.
Контроль и управление электротехнической частью турбогенераторов выполняется на традиционных средствах и выносит на ГЩУ ТЭЦ.
Для коммерческих расчётов баланса электроэнергии по вышеуказанному оборудованию предусматривается установка, по отдельному проекту, выполняемой специализированной организацией, устройства сбора и передачи данных (УСПД), для передачи данных на сервер сбора и обработки данных АСКУС (автоматизированная система контроля и управления потреблением и сбытом электроэнергии) электростанции.
Организация управления

Газовые турбины НК-37 оснащены датчиками и приборами контроля, системами автоматического регулирования, дистанционного управления, сигнализации, защиты и блокировки на базе аппаратуры, которая отвечает последним требованиям, действующим в настоящее время.

Автоматическая система управления технологическими процессами агрегата является общей для ГТУ, электротехнического оборудования и утилизационного теплообменника.

АСУ ТП обеспечивает работу агрегата в автоматическом режиме без постоянного присуцтвия обслуживающего персонала и выполняет следующие функции:

Автоматическую проверку готовности ГТУ и агрегата в целом к пуску;

Автоматический пуск с выходом на режим заданной нагрузки;

Автоматическое регулирование частоты вращения;

Стабилизацию заданного режима;

Ограничение режима работы по температуре газа, запасу до границ помпажа и мощности;

Контроль параметрами агрегата;

Предупредительную и аварийную сигнализацию;

Защиту агрегата на всех режимах;

Связь агрегата со станционной системой управления и отработку команд;

Автоматический останов агрегата;

Контроль достоверности и отбраковку недостоверной информации;

Предоставление на дисплеях информации в объеме, достаточной для контроля за работой агрегата;

Сигнализацию отклонения основных параметров от заданных установок;

Сигнализация задержки отработки алгоритмов с указанием дисплее причин;

Отображение на индивидуальных приборах важнейших параметров;

Регистрацию аварийных ситуаций;

Регистрацию важнейших параметров за определенный период, предшествующий возникновению аварии;

Диагностику состояния агрегата и правильности функционирования АСУ ТП.

ГТУ снабжена быстродействующим стопорным клапаном, обеспечивающим прекращение подачи топлива по команде АСУ ТП.

АСУ ТП поддерживает частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания защиты при мгновенном сбросе нагрузки от максимума до нуля.

Степень статической неравномерности регулирования частоты вращения ротора находится в пределах 4-5% номинальной частоты. Минимальная местная степень статической неравномерности - 2% номинальной частоты вращения.

Степень нечувствительности системы регулирования частоты вращения при любой нагрузке не превышает 0,2% номинальной частоты вращения.

Нечувствительность системы ограничения температуры продуктов сгорания не ниже 100С.

Показатели надежности АСУ ТП:

Наработка на отказ, не менее 20 тыс.часов

Срок службы системы, не менее 12 лет.

3.2 Расчет узла измерения расхода

Выбор и обоснование метода измерения

В качестве метода измерения расхода газа выберем метод переменного перепада давления. Этот метод основан на измерении перепада статических давлений до и после сужающего устройства, установленного в трубопроводе.

В основу принятия этого метода измерения легли следующие факторы:

метод является универсальным и обеспечивает необходимый предел измерений;

прост в реализации;

первичные преобразователи - стандартные устройства, что является выгодным с экономической точки зрения;

основы измерения расхода различных сред данным методом и общие технические требования к расходомерным устройствам регламентируются “Правилами измерения расходов газов и жидкостей стандартными сужающими устройствами РД 50-213-80”. Эти правила гласят:

Характер движения потока турбулентный.

Фазовое состояние потока не изменяется при истечении через сужающее устройство.

Во внутренней полости прямых участков трубопровода до и после сужающего устройства не скапливаются осадки в виде пыли, песка и так далее.

На поверхности сужающего не будут образовываться отложения изменяющие его конструктивные параметры геометрию.

Выбор типа сужающего устройства и разработка эскиза установки

В качестве сужающего устройства будем использовать стандартную камерную диафрагму. Она достаточно проста в изготовлении и установке, поэтому ее использование потребует меньших затрат по сравнению с другими сужающими устройствами.

Эскиз стандартной камерной диафрагмы представлен на рис. Комплект камерной диафрагмы включает в себя дисковую диафрагму 3, выполненную из стали 12Х18H10Т, расположенную между кольцевыми камерами 2 и 4. Отбор статических давлений из камер осуществляется вваренными импульсными трубками с наружным диаметром d1. Комплект устанавливается и центрируется между фланцами трубопровода 1 и 5 и стянут двенадцатью болтами 7. Для герметичности между деталями 1, 2, 3, 4, 5 установлены прокладки из паранита.

Рис.3.1. Эскиз установки стандартной камерной диафрагмы на главном газопроводе

Расчет сужающего устройства

1. Задано:

измеряемая среда - топливный газ ТСУ следующего состава:

Наименование газа

Состав газа по объему, %

, МДж/м3

H2

CO

СО2

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12

N2

H2S

Топливный газ ТСУ

8,63

0,29

0,03

33,43

19,54

12,66

7,34

7,65

10,42

0,01

51,3

наибольший измеряемый объемный расход Qmax = 70000 м3/ч;

минимальный измеряемый объемный расход Qmin = 20000 м3/ч;

избыточное давление газа перед сужающим устройством Р = 0,6 МПа = 6,11 кгс/см2;

барометрическое давление Рб = 755 мм.рт.ст. = 1,026 кгс/см2;

абсолютная влажность газа: fв=0,0

температура газа перед сужающим устройством t = 20 ?С;

внутренний диаметр трубопровода перед сужающим устройством (t = 20оС) D20 = 0,53м;

абсолютная шероховатость трубопровода k = 0,03 мм;

материал трубопровода - сталь марки Ст20.

2. Выбор сужающего устройства.

Тип сужающего устройства - камерная диафрагма нормальная, материал - сталь 12Х18H10Т.

3. Определение недостающих данных

Температура газа перед сужающим устройством, Т = 273+ 20 = 293 К

Абсолютное давление газа перед сужающим устройством Р = 1,026 + 6,11 = 7,136 кгс/см2

Так как газ предворительно осушен плотность сухой части газа при нормальных условиях:

Динамическая вязкость пара в рабочих условиях (по Р и t):

м = 1,582 · 10-6 кгс/м3

Показатель адиабаты: .

Коэффициент сжимаемости природного газа: К=0,998.

Относительная влажность газа:

4. Определение номинального перепада давления дифманометра.

Допустимая потеря давления на сужающем устройстве не задана.

Определение вспомогательной величины С:

По рекомендациям с помощью номограммы ориентируясь на m=0,21 и С=20,36 получаем предельный номинальный перепад давления:

Максимальный перепад давления:

Максимальное число Рейнольдса:

Условие Re>Remin=104 выполняется.

5. Определение параметров сужающего устройства.

Коэффициент расширения, определяемый для предельного перепада давления:

Относительная шероховатость: ,

где k -величина абсолютной эквивалентной шероховатости стенок трубопровода.

Будем считать, что трубы стальные цельнотянутые, изготовленные волочением в холодном состоянии новые, не бывшие в эксплуатации.

Верхняя граница относительной шероховатости для диафрагм с фланцевым отбором: 10

Так как шероховатость меньше допустимой, то расчет продолжаю.

Коэффициент расхода:

Поправки на шероховатость и остроту кромки не учитываем.

Вспомогательная величина:

Относительное отклонение, %:

0,668%

Так как величина <1%, то выбор значений m=0,21 и ?=0,953 считается окончательным.

6. Нахождение диаметра сужающего устройства.

22) Диаметр отверстия диафрагмы при температуре 20?С:

4. Безопасность Жизнедеятельности

Анализ опасных и вредных факторов на рабочем месте машиниста обходчика.

Вредные и опасные производственные факторы, действующие на машиниста-обходчика:

Повышенный уровень шума;

Повышенный уровень вибрации;

Повышенный уровень электромагнитных излучений;

Повышенная температура поверхностей и материалов;

Гигиенические требования к микроклимату;

Неисправное освещение.

В данном разделе дается анализ опасных и вредных факторов, действующих на персонал в помещении котлотурбинного цеха.

Для снижения вредных воздействий на персонал разрабатывают следующие меры:

4.1 Микроклимат рабочей зоны

Микроклимат в производственных помещениях определяется следующими параметрами: t воздуха, ц воздуха, v движения воздуха на рабочем месте, а так же наличие пыли, токсичных веществ и избыточной теплоты.

В соответствии с ГОСТ 12.1.005-76 устанавливаются оптимальные и допустимые метеорологические условия для рабочей зоны.

Для котлотурбинного цеха тепловых электростанций температура воздуха в холодный период года 16-22 , относительная влажность в холодный период года 60-40%, в тёплый - 60-20%, V движения воздуха = 0,2-0,5 м/с. Для очистки воздуха пыли и газов следует предусмотреть механическую вентиляцию на ряду с естественной.

Источниками избыточной теплоты в цехе являются трубопроводы горячей воды и пара, компрессоры, электродвигатели.

Для установления оптимальных условий в рабочей зоне, все теплоизлучающие трубопроводы покрыть теплоизоляцией, компрессоры и электродвигатели оснащены водяной и воздушными рубашками.

4.2 Защита от шума

Уменьшение механического шума может быть достигнуто путём совершенствования технологических процессов и оборудования. Для уменьшения механического шума необходимо:

использовать пластмассы при изготовлении деталей корпусов, что даёт хорошие результаты (например, замена стальных крышек редукторов пластмассовыми приводит к снижению шума на 2-6 дБ на средних частотах и на 7-15 дБ на высоких, особенно неприятных для слуха), выбирается на основе расчёта по давлению масла в маслосистеме;

более широко применять принудительное смазывание трущихся поверхностей в сочленениях;

- применять балансировку вращающихся элементов машин.

Аэродинамический шум в источнике паровой турбинной установки снижается за счёт:

увеличение зазора между лопаточными венцами, межлопаточный зазор рассчитывается для каждой турбины;

подбором оптимального соотношения чисел направляющих и рабочих лопаток, на основании расчёта для каждой турбины;

улучшением аэродинамических характеристик проточной части компрессоров и турбин.

В основном эти меры оказываются недостаточными и поэтому применяются, звукоизолирующее ограждение применяют оболочку произвольной формы, выполненную из плоских ограждающих конструкций, полностью охватывающих всю машину.

Для снижения вредного воздействия повышенного уровня шума на машиниста обходчика произведены следующие мероприятия: в турбинном зале выполнена отдельно стоящая операторная с отделкой стен материалами, предусматривающими защиту от внешних источников шума. Звукоизолирующая кабина Т-бИОТ-ЗКСП-1, предназначена для защиты от шума машиниста-обходчика. Кабина представляет собой сборную конструкцию, состоящую из 4-х панелей потолка и пола. Панели потолок это сварная швеллерная рама, к которой с внешней стороны приваривается стальной лист толщиной 3 мм, а с внутренней крепятся перфорированные листы толщиной 0,5 - 1 мм. Пространство между листами заполняется звукопоглощающим материалом - полужёсткими минераловатными плитами типа ПП-80. Боковые стенки одновременно являются дверями кабины. Для обзора кабина имеет остекление в передней стенке и дверях.

Передняя и задняя стенки привариваются к потолку и основанию. Основание представляет собой раму из швеллера, к которой сверху приваривается лист покрытый противошумной мастикой, а сверху линолеум. Кабина устанавливается на виброизоляторы. Вентиляция осуществляется через проём в крыше, вентилятора Ц 4-70 № 2,5 установленным на ней. Выход воздуха из кабины осуществляется через глушитель, подсоединённый к проёму в нижней части задней стенки. После сварки каркасов корпуса кабины и дверей все внутренние поверхности облицовываются противошумной мастикой слоем 3-5 мм.

Для обслуживающего персонала, временно находящегося на территории турбинного зала используются индивидуальные средства защиты наушники, закрывающие ушную раковину и вкладыши, перекрывающие наружный слуховой канал.

4.3 Защита от вибраций

Источниками вибраций в котлотурбинном цехе являются: насосы, компрессоры, вентиляторы, электродвигатели. Создаваемые ими вибрации относятся к технологическим, нормирование которых определяется 10 Ст. 12.1.012 - 78 ССБТ “Вибрация. Общие требования”.

Для уменьшения вибраций в машинном отделении проводят следующие мероприятия: установка, оборудования на фундамент, применением виброизолирующих прокладок, динамические виброгасители, виброизоляция, исключение контакта с вибрирующими объектами.

4.4 Электробезопасность

По электробезопасности турбинный цех относится к опасным помещениям (угольная пыль, повышенная температура). В цехе источником электроэнергии является электросеть напряжением 220 - 380 В.

Потребителями электроэнергии являются: насосы эл. двигатели, приводы

различных установок общей мощности более 100 кВт.

Основные причины поражения электрическим током: случайное прикосновение к токовыводящим частям, находящимся по напряжением, повышение напряжения на металлических частях электрооборудования в результате повреждения изоляции.

Основными мерами защиты от поражения током являются обеспечение недоступности токовыводящих частей, изоляция, заземление, зануление, устранение опасности поражения при появление напряжения на корпусах электрооборудования и т.д.

4.5 Освещение

Согласно действующих норм проектирования производственного освещения СНиП 4-4-79 задаются как количественная (величина минимальной освещённости) так и качественная характеристики ( показатель ослеплённости, дискомфорта и глубина пульсации освещения ) искусственного освещения.

Согласно этим данным минимальная освещённость должна быть сопоставлена с зрительной работой III раздела, подразряда Г, категории высокой точности.

Минимальная освещённость при общем освещении лк, при этом выбираем газоразрядные лампы типа ЛД.

Расчёт общего равномерного искусственного освещения рабочей поверхности выполняется методом коэффициента использования светового потока. Световой поток (лм) одной лампы или группы ламп одного светильника:

Фk = Eн·S·z·k/(N·n),

где Eн - нормируемая минимальная освещённость по СНИП 23-05-95, лк;

S - площадь освещаемого помещения, мІ;

z - коэффициент неравномерности освещения;

k - коэффициент запаса, зависящий от вида технологического процесса и типа применяемых источников света;

N - число светильников в помещении;

n - коэффициент использования светового потока.

Коэффициент использования светового потока, давший название методу расчёта, определяют по СНИП 23-05-95 в зависимости от типа светильника, отражательной способности стен и потолка, размеров помещения, определяемых индексом помещения:


Подобные документы

  • Общее описание Череповецкой ГРЭС, основное оборудование электростанции. Расчет газотурбинной установки при нормальных условиях и при повышенной температуре. Подбор оборудования для системы охлаждения воздуха. Проект автоматизации газотурбинной установки.

    дипломная работа [2,2 M], добавлен 20.03.2017

  • Анализ водно-химического режима и состояния оборудования теплофикационного контура горячего водоснабжения пятой очереди Свердловской теплоэлектроцентрали. Оценка качества теплоносителя и состояния поверхностей нагрева теплотехнического оборудования.

    дипломная работа [99,0 K], добавлен 16.01.2012

  • Проект ТЭЦ для города Минска. Выбор оборудования тепловой и электрической частей, топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, водно-химического режима. Экономическое обоснование реконструкции электростанции. Разработка инвариантных САР.

    дипломная работа [1,8 M], добавлен 08.04.2014

  • Внедрение парогазовых установок. Выбор оптимального варианта реконструкции тепловой схемы станции с применением технологического оборудования отечественных и зарубежных фирм. Обеспечение минимума капитальных вложений (инвестиций) на реконструкцию.

    дипломная работа [2,6 M], добавлен 14.05.2014

  • Технико-экономическое обоснование ТЭЦ. Конструирование и расчет тепловой схемы выбранной турбины. Выбор оборудования станции. Генплан и компоновка главного корпуса. Разработка схем топливоподачи, пылеприготовления, золошлакоудаления, водоснабжения.

    дипломная работа [440,5 K], добавлен 09.01.2015

  • Технологическая схема топливоподачи. Грохоты и молотковые дробилки. Металлоискатели и металлоуловители. Пробоотборные установки и проборазделочные машины. Состав и состояние парка котельного оборудования. Состав и состояние парка турбинного оборудования.

    отчет по практике [3,5 M], добавлен 17.05.2012

  • Расчет тепловой схемы, коэффициента полезного действия, технико-экономических показателей газотурбинной установки. Определение зависимостей внутреннего КПД цикла от степени повышения давления при разных значениях начальных температур воздуха и газа.

    курсовая работа [776,2 K], добавлен 11.06.2014

  • Расчет основных технико-экономических показателей конденсационной электростанции. Описание тепловой схемы, выбор основного и вспомогательного оборудования. Требования к компоновке зданий и сооружений электростанции, разработка генерального плана.

    курсовая работа [184,1 K], добавлен 26.02.2014

  • Формирование структурной схемы электростанции. Технико-экономическое обоснование принципиальной схемы электрических соединений. Выбор структурной схемы станции, основного оборудования. Выбор схемы электрических соединений всех РУ. Расчет жестких шин.

    курсовая работа [5,7 M], добавлен 20.03.2011

  • Расчет тепловой схемы с водогрейными котлами, его технико-экономическое обоснование. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Порядок водоподготовки. Расчет системы газоснабжения. Автоматизация технологического процесса заданной котельной.

    дипломная работа [379,5 K], добавлен 24.07.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.