Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130

Характеристика циркуляционного насоса:

- производительность - 756013332 м³/ч

- напор - 13,39 м

- допустимый кавитационный запас - 12ч10,7 м

- частота вращения - 585 об/мин

- потребляемая мощность - 262510 кВт

- КПД насоса - 80%

3.7 Выбор тягодутьевых машин

Дымососы и дутьевые вентиляторы предназначены для отсоса продуктов сгорания топлива и подачи воздуха, необходимого для горения. Для паровых котлов с наддувом (ТГМЕ-464) на газомазутном топливе вместо дутьевых вентиляторов применяют воздуходувные машины. Дымососы при этом не требуются, их устанавливают пока как резерв на время освоения паровых котлов с наддувом.

3.7.1 Выбор дымососа

Выбираем резервный дымосос производительностью 100%. Примем открытую компоновку дымососа, который должен обеспечивать полную производительность парового котла с запасом 10%, 15% по напору. Эти запасы включают необходимые резервы, которые предусмотрены в характеристиках машины для регулирования работы котла.

Для выбора дымососа необходимо знать объём уходящих газов V_г в месте установки машины и сопротивление газового тракта ДH.

Топливо-природный газ Уренгойского месторождения

Характеристика:

МДж/кг - располагаемое тепло на 1 м³ топлива;

м³/с - теоретический объём продуктов сгорания;

м³/с - теоретический объём воздуха, необходимый для сжигания одного м³ топлива.

Определяем объемный расход газов перед дымососом:

- расчётный расход топлива;

- коэффициент избытка воздуха;

- температура газов перед дымососом:

Количество тепла, отпускаемое энергетическими котлами:

т/ч

м³/ч

м³/ч

Расчётная производительность дымососа:

м³/ч

- коэффициент запаса.

Сопротивление газового тракта: кгс/см²

Необходимый напор дымососа:

- коэффициент запаса;

кгс/см²

Мощность электродвигателя:

кВт

- коэффициент запаса мощности электродвигателя.

Выбираем дымосос типа ДОД = 31,5 дм

Д - дымосос; О - осевой; Д - двухступенчатый; 31,5 - диаметр рабочего колеса, дм.

Для осевых дымососов применяют направляющие аппараты с односкоростным электродвигателем.

Характеристика дымососа:

- производительность - 725/850 тыс.м³/ч

- полное давление - 3,2/4,35 кПа

- температура газа - 100^оС

- частота вращения - 496 об/мин

- потребляемая мощность - 790/1360 кВт

- КПД - 82,5%

- габариты - 11,63x7,04x6,97 м

- масса без электродвигателя - 49,8 т

3.7.2 Выбор дутьевого вентилятора

Объёмный расход воздуха перед вентилятором:

м³/ч

- избыток воздуха перед вентилятором

Сопротивление воздушного тракта: кгс/см²

Напор вентилятора:

кгс/см²

Мощность электродвигателя:

кВт

Выбираем дутьевой вентилятор ВДН -25*2

В - вентилятор, Д - дутьевой, Н - с загнутыми назад лопатками; 25 - диаметр рабочего колеса, дм.

Характеристика вентилятора:

- производительность - 520 тыс.м³/ч

- давление - 7,8 кПа

- номинальная мощность электродвигателя - 1320 кВт

- частота вращения - 980 об/мин

- КПД - 86%

- габариты - 6,9x4,4x5,2 м

- масса без электродвигателя - 26,8 т

3.8 Расчет и выбор дымовой трубы

Дымовая труба обеспечивает отвод в атмосферу дымовых газов и рассеивание в атмосферном воздухе неуловимых в газоочистительных устройствах частиц.

Выбор дымовой трубы производится так, чтобы загрязнения приземного слоя воздуха выбросами из дымовой трубы не превышало ПДК.

Исходные данные:

Топливо - мазут марки М-100

МДж/кг - располагаемое тепло на 1 м³ топлива;

м³/с - теоретический объём продуктов сгорания;

м³/с - теоретический объём воздуха, необходимый для сжигания одного м³ топлива;

- коэффициент избытка воздуха;

- температура уходящих газов;

- температура воздуха летом;

- температура воздуха зимой.

Количество тепла, отпускаемое энергетическими котлами:

т/ч

Расход топлива на котел:

м³/ч

3.8.1 Расчет объемов продуктов сгорания

Объемный расход продуктов сгорания при нормальных условиях находим по формуле:

Объемный расход продуктов сгорания при температуре уходящих газов:

м³/с

Присосы за пределами котла находим по формуле:

- присосы воздуха в золоуловителе;

- присосы воздуха в газоходах.

Количество присасываемого воздуха при нормальных условиях:

м³/с

Количество присасываемого воздуха при температуре наружного воздуха:

Летом:

м³/с

Зимой:

м³/с

Плотность газов за котлом:

кг/м³

Плотность присасываемого воздуха:

Летом:

кг/м³

Зимой:

кг/м³

Массовый расход газов из котла:

кг/с

Масса присасываемого воздуха:

Летом:

кг/с

Зимой:

кг/с

Температура уходящих газов в устье дымовой трубы:

Летом:

^оС

- плотность газов:

кг/м³

Зимой:

^оС

- плотность газов:

кг/м³

Зная массовый расход и их плотность, находится объемный расход газов из котла в устье дымовой трубы:

Летом:

м³/с

Зимой:

м³/с

3.8.2 Расчет выбросов окислов серы

Выброс окислов серы находим по формуле:

где =2% - содержание серы на рабочую массу;

- доля окислов серы, улавливаемых летучей золой в газоходах котла;

- доля окислов серы, улавливаемых в золоуловителе.

г/с

3.8.3 Расчет выбросов окислов азота

Выброс окислов азота определяем по формуле:



К -- коэффициент, характеризующий выход окислов азота условного топлива; для котлов паропроизводительностыо более 70 т/ч при номинальной нагрузке определяем по формуле:

кг/т

- коэффициент, учитывающий содержание в топливе азота;

- коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;

- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (для вихревых горелок);

- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;

- коэффициент, характеризующий снижение выброса окислов азота, при подаче части воздуха помимо основных горелок (при двухступенчатом сжигании);

- потеря теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива;

- степень рециркуляции газов.

г/с

3.8.4 Определение газообразных вредностей создаваемых дымовой трубой

Определим максимальную приземную концентрацию выбросов вредных веществ из устья дымовой трубы:

- коэффициент температурной стратификации, зависящий от метеоусловий в данном районе;

- безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;

мг/м³ и мг/м³ - предельно допустимые концентрации вредных примесей на уровне дыхания;

г/с;

м - высота дымовой трубы;

м³/с - объемный расход газов из котла в устье дымовой трубы летом;

м³/с - объемный расход газов из котла в устье дымовой трубы зимой;

- разность температур уходящих газов и воздуха.

- летом;

- зимой;

Концентрация вредных веществ:

Летом:

мг/м³

Зимой:

кг/м³

Из расчетов видно, что максимальные приземные концентрации выбросов вредных веществ не превышают ПДК. Существующая на Кумертауской ТЭЦ дымовая труба высотой Н=140 м удовлетворяет этим требованиям.

Вывод:

В данном разделе произведен выбор основного и вспомогательного оборудования. Выбор вспомогательного оборудования произведен на основе теплового расчета. Также произведен расчет приземных максимальных концентраций выбросов вредных веществ для выбора дымовой трубы.

турбоустановка тепловой сетевой подогреватель



ГЛАВА 4. РАСЧЁТ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ НОРМ ВОДОПОТРЕБЛЕНИЯ И ВОДООТВЕДЕНИЯ КУМЕРТАУСКОЙ ТЭЦ

Характеристики установленных на Кумертауской ТЭЦ турбоустановок приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Характеристики установленных на Кумертауской ТЭЦ турбоустановок

Тип турбоустановки	Количество	Расход охлаждающей воды (лето) Wл, м3	Расход охлаждающей воды (зима) Wз, м3	Выработка электроэнергии, МВтч
1	2	3	4	5
ПТ-60-90	1	7222,2	2359,43	46,8
ПТ-60-90	1	7222,2	2359,43	46,8
Т-100-130	1	2103,75	1825,86	69,6

Распределение объёмов всех видов вод в каждой технологической системе (кроме системы охлаждения) на отпуск электроэнергии и тепла производится пропорционально расходам топлива. Удельные расходы условного топлива на отпущенную тепло- и электроэнергию для Кумертауской ТЭЦ равны соответственно _от^э = 357,7 г/кВтч и _от^т = 136,3 кг/Гкал. Отпуск тепла и электороэнергии для Кумертауской ТЭЦ равны Т = 1004,88 Гкал и Э = 244,4 МВт.

Расход топлива в целом по Кумертауской ТЭЦ:

На отпущенную электроэнергию

B_ТЭС^Э = 357,7 г/(кВтч)244,4 МВт10³ = 87,42 т/ч;

На отпущенное тепло

B_ТЭС^Т = 136,3 кг/Гкал1004,88 Гкал10³ = 136,97 т/ч



Общий расход топлива

Втэс = B_ТЭС^Э + B_ТЭС^Т =224,39 т/ч

Система охлаждения

Таблица 4.2

Нагрев охлаждающей воды в конденсаторах турбогенераторов Кумертауской ТЭЦ (2007 г.)

Месяц	Температура на входе и выходе из конденсатора турбоагрегата №
	1	3	4	6
	tвх - tвых	t	tвх - tвых	t	tвх - tвых	t	tвх - tвых	t
Январь	20 - 40	20	19 - 28	9	19 - 29	10	17 - 25	8
Февраль	19 - 41	22	19 - 27	8	18 - 27	9	19 - 23	4
Март	23 - 42	19	21 - 26	5	21 - 25	4	18 - 26	8
Апрель	23 - 42	19	24 - 30	6	22 - 36	14	26 - 36	10
Май	23 - 29	6			28 - 49	21	22 - 34	12
Июнь	31 - 42	11	30 - 39	9	30 - 38	8	28 - 39	11
Июль	31 - 42	11	32 - 44	12	31 - 36	5	31 - 43	12
Август	30 - 43	13					23 - 41	18
Сентябрь	26 - 40	14	25 - 40	15	22 - 27	5	25 - 34	9
Октябрь	27 - 42	15	22 - 30	8	22 - 28	6	22 - 32	10
Ноябрь	23 - 43	20	21 - 27	6	21 - 26	5
Декабрь	23 - 43	20	21 - 27	6	21 - 26	5	20 - 28	8

Таблица 4.3

Расход охлаждающей воды

Месяц	Расход охлаждающей воды турбоагрегата № , т/ч
	1	3	4	6
Январь	1855	2264	1350	8988
Февраль	1505	1918	1411	8575
Март	1868	5074	2175	9911
Апрель	3056	4964	1389	9895
Май	7500		1680	12300
Июнь	7780	6920	1835	11325
Июль	7680	7027	2450	11525
Август	7250			11370
Сентябрь	5901	3497	2450	13464
Октябрь	2680	3039	2175	12535
Ноябрь	2845	3314	2450	9469
Декабрь	2707	1527	1831	9262

Зима:

ТА №1

W_ох = 2359,43 м³/ч

t = 19,29С

ТА №3

W_ох = 3157,14 м³/ч

t = 6,86С

ТА №4

W_ох = 1825,86 м³/ч

t = 7,57С

ТА №6

W_ох = 9805 м³/ч

t = 8С

Лето:

ТА №1

W_ох = 7222,2 м³/ч

t = 11С

ТА №3

W_ох = 5814,67 м³/ч

t = 12С

ТА №4

W_ох = 2103,75 м³/ч

t = 9,75С

ТА №6

W_ох = 11996,8 м³/ч

t = 12,4С

Таблица 4.4

Тип турбоагрегата	Расход охлаждающей воды, м3/ч	Нагрев охлаждающей воды t, С
	Лето	Зима	Лето	Зима
ПТ-60-90/13	7222,2	2359,43	11	19,29
ПТ-60-90/13	7222,2	2359,43	11	19,29
Т-100-130	2103,75	1825,86	9,75	7,57

Летний режим

Коэффициент испарения k = 0,0014. Перепад температур охлаждающей воды для каждого турбоагрегата приведён в таблице 4.1. Относительные потери с капельным уносом равны р_к.у. = 0,005.

Потери на испарение в градирне турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = ktW_ох = 0,0014117222,2 = 111,22 м³/ч;

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = ktW_ох = 0,0014117222,2 = 111,22 м³/ч;

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^и = ktW_ох = 0,00149,752103,75 = 28,72 м³/ч;

Потери с капельным уносом турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.W_ох = 0,0057222,2 = 36,11 м³/ч

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.W_ох = 0,0057222,2 = 36,11 м³/ч

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^к.у. = р_к.у.W_ох = 0,0052103,75 = 10,52 м³/ч

Расход продувочной воды системы определяется степенью упаривания воды при определённом методе обработки охлаждающей воды. Допустимый Рассчитываем допустимый коэффициент упаривания:

_доп = (Щ₀)_доп / (Щ₀)^св = 5/2,66 = 1,88

Значение необходимой продувки

для турбогенератора ПТ-60-90:

= = 90,28 м³/ч

для турбогенератора ПТ-60-90:

= = 90,28 м³/ч

для турбогенератора Т-100-130:

= = 22,12 м³/ч

Расход свежей воды подаваемой в систему:

W_ох^св = W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у..

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 90,28 + 111,22 + 36,11 = 237,61 м³/ч.

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 90,28 + 111,22 + 36,11 = 237,61 м³/ч.

для турбоагрегата Т-100-130

W_ох^св = 22,12 + 28,75 + 10,52 = 61,39 м³/ч.

Расход оборотной воды:

W_ох^об = W_ох - (W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у.).

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^об = 7222,20 - (90,28 + 111,22 + 36,11) = 6984,59 м³/ч

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^об = 7222,20 - (90,28 + 111,22 + 36,11) = 6984,59 м³/ч

для турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^об = 2103,75 - (22,12 + 28,75 + 10,52) = 2042,36 м³/ч



Качество продувочной воды системы определяется по формуле:

(с^пр)_i = (c^св)_i.

Результаты расчёта качества продувочной воды системы сведены в таблицу 4.5

Таблица 4.5

Результаты расчёта качества продувочной воды системы охлаждения

Показатели качества	Коэффициент упаривания	Свежая вода	Продувочная вода
Ж0, мг-экв/л	1,88	4,13	7,76
Щ0, мг-экв/л	1,88	2,66	5,00
Са, мг/л	1,88	3,00	5,64
Mg, мг/л	1,88	1,13	2,12
Na, мг/л	1,88	19,30	36,28
SO42-, мг/л	1,88	68,76	129,27
Cl-, мг/л	1,88	15,70	29,52
SiO32-, мг/л	1,88	6,36	11,96
Fe, мг/л	1,88	0,35	0,66
Сu, мкг/л	1,88	18,70	35,16
NO2, мкг/л	1,88	17,00	31,96
NO3, мг/л	1,88	0,84	1,58
Орг, мг/л	1,88	9,76	18,35
Взв. веществава, мг/л	1,88	10,10	18,99

Зимний режим

Коэффициент испарения k = 0,0008. Перепад температур охлаждающей воды для каждого турбоагрегата приведён в таблице 4.1. Относительные потери с капельным уносом равны р_к.у. = 0,005.

Потери на испарение в градирне турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = ktW_ох = 0,000819,292359,43 = 36,41 м³/ч;

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^и = ktW_ох = 0,000819,292359,43 = 36,41 м³/ч;

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^и = ktW_ох = 0,00087,571825,86 = 11,06 м³/ч;

Потери с капельным уносом турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.W_ох = 0,0052359,43 = 11,80 м³/ч

турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^к.у. = р_к.у.W_ох = 0,0052359,43 = 11,80 м³/ч

турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^к.у. = р_к.у.W_ох = 0,0051825,86 = 9,13 м³/ч

Допустимый коэффициент упаривания принимается таким же как и в летнем режиме:

_доп = (Щ₀)_доп / (Щ₀)^св = 5/2,66 = 1,88

Значение необходимой продувки для турбогенератора ПТ-60-90:

= = 29,58 м³/ч

для турбогенератора ПТ-60-90:



= = 29,58 м³/ч

для турбогенератора Т-100-130:

= = 3,44 м³/ч

Расход свежей воды подаваемой в систему:

W_ох^св = W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у..

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 29,58 + 36,41 + 11,80 = 77,79 м³/ч.

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^св = 29,58 + 36,41 + 11,80 = 77,79 м³/ч.

для турбоагрегата Т-100-130

W_ох^св = 3,44 + 11,06 + 9,13 = 23,63 м³/ч.

Расход оборотной воды:

W_ох^об = W_ох - (W_ох^пр + W_ох^и + W_ох^к.у.).

для турбоагрегата ПТ-60-90:



W_ох^об = 2359,43 - (29,58 + 36,41 + 11,80) = 2281,64 м³/ч

для турбоагрегата ПТ-60-90:

W_ох^об = 2359,43 - (29,58 + 36,41 + 11,80) = 2281,64 м³/ч

для турбоагрегата Т-100-130:

W_ох^об = 1825,86 - (3,44 + 11,06 + 9,13) = 1802,23 м³/ч

Так как коэффициент упаривания не изменялся качество продувочной воды системы охлаждения в зимнем режиме такое же как и в летнем.

Усреднённые по сезонам нормы водопотребления и водоотведения для системы охлаждения определяем по формуле:

Нормы потребления свежей воды: для турбоагрегата ПТ-60-90

= 3,85 м³/МВтч

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 3,85 м³/МВтч

для турбоагрегата Т-100-130

= 0,70 м³/МВтч

Нормы потребления оборотной воды: для турбоагрегата ПТ-60-90

= 113,06 м³/МВтч

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 113,06 м³/МВтч

для турбоагрегата Т-100-130

= 31,54 м³/МВтч

Нормы водоотведения: для турбоагрегата ПТ-60-90

= 1,46 м³/МВтч

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 1,46 м³/МВтч

для турбоагрегата Т-100-130

= 0,21 м³/МВтч

Нормативы потерь (на капельный унос и потери в градирнях): для турбогенератора ПТ-60-90

= 2,39 м³/МВтч

для турбогенератора ПТ-60-90

= 2,39 м³/МВтч

для турбогенератора Т-100-130

= 0,49 м³/МВтч

Водоподготовительная установка

Установка двухступенчатого обессоливания

Производительность установки определяется внутристанционными потерями пара и конденсата и потерями за счёт невозврата конденсата внешними потребителями тепла.

Внутристанционные потери составляют 2% паропроизводительности котлов. Паропроизводительность установленных на Кумертауской ТЭЦ котлов составляет 2033 т/ч (см. табл. 4.6).

Таблица 4.6

Паропроизводительность и тепловая нагрузка энергетических котлов

№ котла	Марка парогенератора	Паропроизводительность, т/ч	Тепловая нагрузка, Гкал/ч
1	ТГМ-84	300,3	182
2	ТГМ-84	305,4	183
3	ТГМ-84	278	166
4	ТГМ-84	275	166
5	ТПЕ-430	309	182
6	ТГМЕ-464	295	190
Всего	7	2050,7	1252



Потери составят:

2050,7 т/ч0,02 = 41,01 т/ч.

Потери за счёт невозврата конденсата внешними потребителями составят:

2050,7 т/ч0,19 = 389,63 т/ч.

Таким образом, расчётная производительность установки подготовки добавочной воды составит:

389,63 + 41,01 = 430,64 т/ч.

Фактическая среднегодовая производительность обессоливающей установки составляет 350,29 т/ч.

Рассчитаем сколько воды необходимо для восполнения внутристанционных потерь:

(41,01/430,64)350,29 = 33,36 т/ч.

Для восполнения внешних потерь необходимо следующее количество воды:

(389,63/430,64)350,29 = 316,93 т/ч.

Расчет качества известкованно-коагулированной воды Щ^ик = 0,69 мг-экв/л.

Дозу коагулянта (сернистого железа) принимаем ;

;

;

;

;

;

;

;

.

Солесодержание известкованно-коагулированной воды:

Общее количество осаждающихся веществ на 1 м³ обработанной воды составляет:

;

г/м³

.

Расход извести определим по формуле:

,

где 0,2 - избыток дозы извести, мг-экв/л.

г/м³

Количество недопала извести определяется по формуле:

,

где С - доля активной окиси кальция в товарном продукте, %.

г/м³

Количество продувочной воды на 1 м³ обработанной воды определим по формуле:

,

где _шл - концентрация шлама в шламосборнике, равная примерно 3%.

м³/м³

б) Расчет количества сточных вод от ВПУ

Собственные нужды обессоливающей установки по данным за 2000 год составили 36,21 %. Таким образом, количество сточных вод составляет:

= 0,3621350,29 = 126,84 м³/ч

Количество воды, подаваемой на установку:

.

Количество сточных вод от установки предварительной обработки не учитывается, поскольку вода после отстаивания шлама возвращается в осветлитель.

в) Расчет качественного состава сточных вод от ВПУ.

Расход реагентов на регенерацию ионитов определяется по следующим уравнениям:

;

,

Где , - удельные расходы соответственно едкого натра и серной кислоты на регенерацию ионитов, г-экв/г-экв;

А - суммарное содержание анионов сульфатов, хлоридов, кремнекислоты, бикарбонатов, нитратов, органики, г-экв/м³;

K - суммарное содержание катионов кальция, магния, натрия, г-экв/м³.

Сумма катионов составила 3,43 г-экв/м³, анионов - 2,95 г-экв/м³. Удельный расход кислоты по данным за 2000 год составил 126,69 г/г-экв или 2,59 г-экв/г-экв, а удельный расход щёлочи - 67,3 г/г-экв или 1,68 г-экв/г-экв. В результате эксплуатации обессоливающей установки за 2000 год было выработано 3076974 м³/год (350,29 м³/ч) обессоленной воды и образовалось 1114162,56 м³/год (126,84 м³/ч) сточных вод.

г-экв/ч;

г-экв/ч.

В 1 м³ сточных вод, поступающих в бак-нейтрализатор, содержится:

;

;

;

;

;

;

В бак-нейтрализатор поступает всего:

К = 31,81 г-экв/м³;

А = 42,6 г-экв/м³.

Избыток кислотности составляет:

А К = 42,6 - 31,81 = 10,79 г-экв/м³.

Для нейтрализации избыточной кислотности необходимо добавлять 10,79 г-экв/м³ извести. После нейтрализации содержание кальция в сбросной воде увеличивается на значение кислотности:

.

Расчёт индивидуальных норм водопотребления и водоотведения обессоливающей установки

Расход очищенной, сточной и свежей воды по обессоливающей установке на два вида продукции составили соответственно:

Расход очищенной воды на выработку тепла W_т.пер,=316,93 м³/ч

Расход сточной воды на выработку тепла W_т.ст = 114,76 м³/ч

Расход свежей воды на выработку тепла определяется по формуле:



W_т.св = W_т.пер + W_т.ст = 316,93 + 114,76 = 431,69 м³/ч.

Расход очищенной воды на выработку электроэнергии W_э.оч.,=33,36 м³/ч.

Расход сточной воды на выработку электроэнергии составил W_э.ст = 12,08 м³/ч.

Определяем расход свежей воды на выработку электроэнергии:

W_э.св = W_э.оч + W_э.ст = 33,36 м³/ч + 12,08 м³/ч = 45,44 м³/ч.

=114,76 +12,08 = 126,84 м³/ч.

Нормы потребления свежей воды по ВПУ, отнесённые на два вида продукции, в целом по Кумертауской ТЭЦ составляют:

Норма свежей воды на выработку тепла

= 0,43 м³/Гкал

Норма свежей воды на выработку электроэнергии

= 0,1859 м³/МВтч

Нормы водоотведения по ВПУ, отнесённые на два вида продукции:

Норма водоотведения, отнесённая к выработке тепла:

0,11 м³/Гкал

Норма водоотведения, отнесённая к выработке электроэнергии:

= 0,0494 м³/МВтч

Нормативы потерь в целом по ТЭЦ:

Норматив потерь при выработке электроэнергии

= 0,1365 м³/МВтч

Норматив переданной воды на выработку тепла

= 0,32 м³/Гкал

Установка подпитки теплосети

Производительность установки 600 т/ч.

За 2000 г было выработано 2203002 м³/год (250,8 м³/ч) химически очищенной воды.

Количество сточных вод от установки рассчитывается по формуле:

.

Определяем коэффициент собственных нужд натрий-катионитных фильтров. Катионит - сульфоуголь.

q_Na = 4,0 м³/м³;

_Na = 300 мг-экв/м³;

;

,

Отсюда

Качественный состав сбросных вод:

;

;

,

где: - удельный расход соли на регенерацию сульфоугля.

Содержание остальных компонентов в сточной воде после натрий-катионитных фильтров по сравнению с исходной для ВПУ водой остается без изменения.

Сточные воды установки подпитки теплосети направляются в бак-нейтрализатор.

Норма водопотребления установки подпитки теплосети определяется по формуле:

= 0,26 м³/Гкал

Норму водоотведения установки подпитки теплосети находим по формуле:

= 0,007 м³/Гкал

Нормативы переданной другим потребителям воды определяются по формуле:

= 0,25 м³/Гкал

Испарительная установка (ЦТППСВ)

Количество сточных вод определяется по формуле:

,

где K_исп - коэффициент упаривания, СС^исх - солесодержание воды, поступающей в испаритель, мг/л, СС^конц - солесодержание концентрата испарителя, мг/л.

Солесодержание питательной воды и концентрата испарителей составляет соответственно 166,27 мг/л и 36,01 г/л. Коэффициент упаривания в данном случае будет равен:

Концентрации компонентов, содержащихся в концентрате испарителей, определим по следующему соотношению:



.

;

;

;

;

;

;

;

.

Концентрации компонентов в исходной воде и концентрате испарителей представлены в таблице 4.7.

Таблица 4.7

Компонент	Коэффициент упаривания	Концентрация компонентов в исходной воде	Концентрация компонентов в концентрате
		мг-экв/л	мг/л	мг-экв/л	мг/л
Ca	0,0046	1,6	32	347,83	6956,6
Mg	0,0046	0,6	7,2	130,43	1565,16
Na	0,0046	0,78	17,85	169,57	3900,11
Fe	0,0046		0,112		24,35
Cu	0,0046	0,00016	0,005		1,087
Cl	0,0046	0,41	14,7	89,13	3164,12
SO4	0,0046	1,5	72,1	326,09	15652,32
SiO2	0,0046	0,098	2,95	21,3	639

Усреднённый состав сточных вод (г-экв/м³) определяется по следующим равенствам:

Промывочные воды водогрейных котлов

Расход промывочных вод водогрейных котлов составляет 320 м³/год, или 0,04 м³/ч. расход промывочных вод целиком относится на отпуск тепла.

Норма промывочных вод водогрейных котлов рассчитывается по формуле:

Н^т.пп'= Н^т.пп = W^п.п/Т_тэс = 0,04/1004,88 = 3,9810^-5 м³/Гкал

Химическая очистка котлов

Химическая очистка каждого котла производится один раз в четыре года 5%-ным раствором соляной кислоты с расходом 1000 м³ на одну чистку. Среднегодовое количество воды от очистки котла составляет

= 1750 м³/год = 0,2 м³/ч

Норма промывочных вод на на выработку электроэнергии составит:

Н^э.п.п = Н^э.ст = W^исх/Э_тэс = 0,2/244,4 = 0,0008 м³/МВтч

Вспомогательные производства

Норма водопотребления и водоотведения на вспомогательные нужды составит:

Н^э.п.п = Н^э.п.п'= W_в/Э_тэс = 15/244,4 = 0,06 м³/МВтч

Хозяйственно-питьевые нужды

К расходам воды на хозяйственно-питьевые нужды ТЭЦ относят расходы воды из городского водопровода на бытовые нужды работающих в цехах и административном здании ТЭЦ, на душевые, столовые, прачечные и гостиницу, находящиеся на территории ТЭЦ.

Нормы водопотребления и водоотведения рассчитываются в целом по ТЭЦ на два вида продукции пропорционально расходам топлива на их отпуск.

В таблице 4.8. приведён расчёт нормы питьевой воды Куметрауской ТЭЦ на 2007 год (согласно СниП 2.04.01.-85).

Таблица 4.8

	Численность, чел	Норма	Водопотребление	Водоотведение
			м3/сут	м3/год	м3/сут	м3/год
ИТР	227	0,015	3,405	1246,23	3,405	1246,23
Рабочие	684	0,025	17,1	6258,6	17,1	6258,6
Рем. персонал	350	0,025	8,75	3202,5	8,75	3202,5
Душевые	102 сетки		255	93330	255	93330
Столовая	1261 чел/сут	0,016	60,528	22153,248	60,528	22153,248
Мытьё посуды			50,44	18461,04	50,44	18461,04
Прачечная	50 кг белья/сут	0,075	3,75	1372,5	3,75	1372,5
Хим. лаборат.	32	0,46	14,72	5387,52	14,72	5387,52
Фонтанчики	20	0,072	34,56	12648,96	34,56	12648,96
Всего:			448,253	164060,6	448,253	164060,6

Расход свежей воды на хозяйственно-питьевые нужды по отношению к отпуску тепла рассчитываются по формуле:

= 11,40 м³/ч.



Расход свежей воды, на хозяйственно-питьевые нужды по отношению к отпуску электроэнергии находим по формуле:

W_х^э.св = W_х^э.ст = W_х - W_х^т.св = 18,68 - 11,40 = 7,28 м³/ч.

Нормы водопотребления и водоотведения по отношению к отпуску тепла находим по формуле:

Н_х^т.св = Н_х^т.ст = 11,40/1004,88 = 0,01 м³/Гкал.

Нормы водопотребления и водоотведения по отношению к отпуску электроэнергии определяем по формуле:

Н_х^э.св = Н_х^э.ст = W_х^э.св/Э_тэс. = 7,28/244,4 = 0,03 м³/МВтч

Расчет индивидуальных норм водопотребления и водоотведения в целом по Кумертауской ТЭЦ

На ТЭЦ норма потребления свежей воды на основные технологические нужды равна сумме норм потребления свежей воды в системе охлаждения и ВПУ.

и .

Поскольку в системе охлаждения нормы определяются для каждого турбоагрегата в отдельности, а в остальных технологических системах - в целом по электростанции, будет одинакова для всех турбин, а определяется для каждой турбины:

/ГДж;

(МВтч);

(МВтч)

(МВтч)

(МВтч)

Норма потребления оборотной воды равна норме оборотной воды системы охлаждения, так как технологические системы - прямоточные.

Нормы потребления оборотной воды:

для турбоагрегата ПТ-60-90

= 113,06 м³/МВтч

для турбоагрегата Т-100-130

= 31,54 м³/МВтч

Норма потребления повторно или последовательно используемой воды на основные технологические нужды складываются из норм водотведения систем, сбрасывающих свои отработанные воды в систему ГЗУ (продувка системы охлаждения, сточные воды от ВПУ, химических очисток котлов, вспомогательного и подсобного производств, промывочные воды водогрейных котлов). Норма потребления последовательно используемой воды равна для всех турбоагрегатов:

(МВтч);

ГДж.

На вспомогательных производствах потребляется только последовательно используемая вода.

(МВтч).

Эта норма распространяется на все турбоагрегаты (как и норма водопотребления на хозяйственно-питьевые нужды).

(МВтч);

ГДж.

Индивидуальные нормативы потерь воды представляют собой сумму нормативов потерь воды на технологические, вспомогательные и хозяйственно-питьевые нужды.

На ТЭЦ вода теряется в основных технологических системах - системе охлаждения, ВПУ, ГЗУ.

и .

Нормативы потерь в основных технологических системах на отпуск тепла равны для всех турбоагрегатов:

ГДж.

Нормативы потерь в основных технологических системах на отпуск электроэнергии равны:

(МВтч);

(МВтч);

(МВтч);

(МВтч);

Индивидуальные нормативы переданной воды равны сумме нормативов воды, переданной на подпитку теплосети, а также с теплом и паром на производство, и равны для всех турбоагрегатов:

ГДж.

Сточные воды от основных и вспомогательных систем ТЭЦ поступают в систему ПЛК, и только сточные воды из ПЛК сбрасываются в водоисточник.

Таким образом, нормы водоотведения для всех турбоагрегатов равны:

;

.

Нормы отведения хозяйственно-бытовых сточных вод, направляемых на городские очистные сооружения равны:

(МВтч);

ГДж.



Нормы, рассчитанные по направлениям использования воды (технологические, вспомогательные и хозяйственно-бытовые нужды), составляют индивидуальные нормы каждого турбоагрегата.

Для определения норм в целом по ТЭЦ необходимо укрупнить индивидуальные нормы каждого турбоагрегата.

Поскольку нормы водопотребления и водоотведения на единицу отпускаемого тепла каждым турбоагрегатом равны, они принимаются в целом по ТЭЦ.

Нормы водопотребления и водоотведения на единицу отпускаемой электроэнергии в целом по ТЭЦ определяются как средневзвешенное значение индивидуальных норм каждого турбоагрегата:

;

(МВтч);

(МВтч);

(МВтч).

Нормы потребления и отведения воды по другим направлениям равны для каждого турбоагрегата и принимаются по ТЭЦ в целом.

Для оценки достоверности расчета норм проверяется баланс ТЭЦ:

Первая часть уравнения равна:

.

Вторая часть уравнения равна:



ГЛАВА 5. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ УРОВНЯ ВОДЫ В КОНДЕНСАТОРЕ

Среднее значение уровня воды в конденсаторе должно поддерживаться по возможности постоянным независимо от расхода пара через турбину или режима ее работы (теплофикационного или конденсационного). Стабилизация уровня необходима по условиям устойчивой работы конденсатных насосов и эжекторов.

Положение уровня регулируется путем изменения производительности конденсатных насосов. Нижний предел производительности насосов задается минимальным пропуском конденсата через эжекторы и систему регенеративных подогревателей. Поэтому при малых нагрузках турбины часть конденсата с напорной стороны конденсатных насосов должна вновь сбрасываться в конденсатор. С учетом этого требования и выполняется система регулирования уровня воды конденсаторе.

Как объект регулирования уровня конденсатор 1 представляет собой герметический бак с насосом на стоке. Объект не обладает свойством самовыравнивания. Регулирование уровня воды осуществляется путем изменения производительности конденсатных насосов 5 при воздействии на двухпоточный клапан (3 или 4).

При снижении уровня вследствие сброса нагрузки турбины рабочей клапана 4 закрывается, но обеспечивает требуемый нерегулируемый пропуск воды в системе охлаждение эжекторов 6 и регенеративных подогревателей. При дальнейшем снижении уровня начинает открываться клапан рециркуляции 3, поддерживая уровень воды в конденсаторе. Для удобства управления и согласованности в работе клапаны 3 и4 выполнены в одном корпусе и управляются одним исполнительным механизмом.

Обычно на регулятор уровня 2 поступают два входных сигнала - по уровню конденсата H_к и по положению регулирующего органа ЖОС.



ГЛАВА 6. РАСЧЁТ СЕБЕСТОИМОСТИ ЕДИНИЦЫ ТЕПЛОВОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

6.1 Исходные данные

Турбоагрегаты:

ПТ-60-90

ПТ-60-90

Т-100/120-130

Кумертауская ТЭЦ с поперечными связями. Основной вид топлива - газ, резервный - мазут.

Заработная плата промышленно-производственного персонала - 14 000 рублей в месяц.

Заработная плата административно-управленческого персонала - 21000 рублей в месяц.

Стоимость: топлива (мазут) - 5500 руб./т

воды - 8 руб./м³

6.1 Определение величины капитальных вложений в строительство Кумертауской ТЭЦ

Капитальные вложения в строительство ТЭЦ с разнотипных оборудованием:

тыс. руб. - капитальные затраты на головной котел;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие котлы;

тыс. руб. - капитальные затраты на головную, максимальную по мощности турбину типа Т-100-130;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие турбины типа Т-50-130;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие турбины типа ПТ;

тыс. руб. - капитальные затраты на последующие турбины типа Р;

- поправочный коэффициент на место расположения строительства станции.

Годовой отпуск тепла паром отопительных параметров:

ГДж/ч - номинальный часовой расход тепла в отопительных отборах турбины типа Т;

ГДж/ч - номинальный часовой расход тепла в отопительных отборах турбины типа ПТ;

час. - число часов использования максимальной нагрузки по пару отопительных параметров.

тыс.ГДж/год

Суммарный годовой отпуск тепла с ТЭЦ:

- годовой отпуск с ТЭЦ паром, находим по формуле:

ГДж/т - коэффициент, учитывающий разность энтальпий пара в отборы производственных параметров и энтальпии возвращаемого на регенерацию конденсата;

- годовой расход пара производственных параметров, находим по формуле:

т/ч - номинальный годовой расход пара производственных параметров из турбины типа ПТ;

т/ч - номинальный годовой расход пара производственных параметров из турбины типа Р;

час. - число часов использования максимальной нагрузки по пару производственных параметров регулируемых отборов турбины типа ПТ и Р.

тыс.т/год

тыс.ГДж/год

тыс.ГДж/год

Годовая выработка электрической энергии на ТЭЦ турбиной каждого типа:

- номинальная мощность турбоустановки;

- число часов использования номинальной мощности

Т-100-130	МВтч
Т-50-130	МВтч
ПТ-135-130	МВтч
ПТ-80-130	МВтч
Р-50-130	МВтч
Р-40-130	МВтч

Годовая выработка электрической энергии на ТЭЦ:

МВтч

Установленная расчетная мощность ТЭЦ МВт

Число часов использования расчетной установленной мощности в целом по ТЭЦ:

час

Расход электрической энергии на собственные нужды:

- удельный расход электрической энергии на собственные нужды для каждого типа турбин;

- годовая выработка электрической энергии турбиной каждого типа.

Годовой расход электрической энергии на собственные нужды ТЭЦ, отнесенный на выработку тепловой и электрической энергии, соответственно составляют:

кВтч/ГДж - удельный расход электрической энергии на собственные нужды, отнесенный на отпуск единицы теплоты.

МВтч

МВтч

Удельный расход электрической энергии на собственные нужды, отнесенный на производство электрической энергии:

Годовой отпуск электрической энергии с шин станции:

- годовой отпуск электрической энергии турбиной каждого типа:

Т-100-130	МВтч
Т-50-130	МВтч
ПТ-135-130	МВтч
ПТ-80-130	МВтч
Р-50-130	МВтч
Р-40-130	МВтч

МВтч

Удельный расход условного топлива:

- удельный расход условного топлива по отпуску электрической энергии каждого типа турбоагрегата;

К=0,86 - поправка на КПД, который зависит от вида топлива (для мазута).

Годовой расход условного топлива на производство электрической и тепловой энергии:

тут/год

тут/год

=400 кг тут/ГДж - удельный расход условного топлива на производство тепловой энергии в целом по ТЭЦ.

тут/год

6.2 Определение эксплуатационных расходов и издержек ТЭЦ

Затраты на топливо, сжигаемое на ТЭЦ в течение года:

руб/т - прейскурантная цена на мазут;

руб/т - стоимость перевозки 1 т натурального топлива при транспортировке его по ж/д путям;

- годовой расход натурального топлива, находим по формуле:

МДЖ/кг - удельная теплота сгорания мазута;

а - потери топлива в пути до станции назначения в пределах норм естественной убыли.

тнт/год



тыс. руб/год

Затраты на воду:

т/ч - номинальная паропроизводительность всех установленных энергетических котлов;

МВт - установленная мощность станции;

тыс.руб/год - годовая плата в бюджет за воду в зависимости от типа турбин и системы технического водоснабжения в расчете на одну турбину;

- для твердого топлива;

руб/т - коэффициент, учитывающий затраты на 1 т пара суммарной производительности всех котлов;

руб/кВт - коэффициент, учитывающий затраты в рублях на 1 кВт установленной мощности.

тыс.руб/год

Затраты на основную заработную плату:

- доля производственных рабочих в общей численности эксплуатационного персонала;

чел/МВт - удельная численность эксплуатационного персонала;

МВт - установленная мощность станции;

руб/год - средняя заработная плата одного производственного рабочего в год;

- районный коэффициент оплаты труда.

тыс. руб/год

Дополнительная заработная плата:

тыс. руб/год

Расчет отчислений на социальное страхование:

тыс. руб/год

Расчет расходов на содержание и эксплуатацию оборудования:

- коэффициент, учитывающий затраты на текущий ремонт и обслуживание оборудования;

- амортизационные отчисления по производству оборудования, находим по формуле:

- норма амортизационных отчислений;

- себестоимость оборудования:

тыс. руб.

тыс. руб.

тыс. руб.

Определение цеховых расходов:

тыс. руб.

Затраты на общестанционные расходы:

руб/год - средняя годовая заработная плата одного работника административно-управленческого персонала;

- численность административно-управленческого персонала от численности промышленно-производственного персонала.

чел.

чел.

- районный коэффициент оплаты труда.

тыс. руб/год



Общие издержки производства ТЭЦ:

6.3 Составление калькуляции электрической и тепловой энергии

Коэффициенты распределения затрат:

- на тепловую энергию:

- на электрическую энергию:

- годовой расход условного топлива на отпуск теплоты с учетом расхода электрической энергии на собственные нужды;

- годовой расход условного топлива станцией.

Годовые издержки на отпуск теплоты:

тыс.руб/год

Себестоимость единицы отпущенной тепловой энергии:

руб/ГДж

Себестоимость единицы отпущенной электрической энергии:

коп/кВтч

Удельные капитальные вложения:

руб/кВтч

Таблица 6.1

Полученные результаты

№ п/п	Наименование статей затрат	Годовые издержки производства
		И, тыс. руб/год	Структура, %
1	Топливо	6828087,495	95,54
2	Вода на технические нужды	13434,00	0,19
3	Основная заработная плата производственных рабочих	37326,24	0,52
4	Дополнительная заработная плата производственных рабочих	3432,624	0,052
5	Отчисления на социальное страхование с заработной платы	14986,48	0,21
6	Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования	201647,88	2,82
7	Цеховые расходы	18148,31	0,26
8	Общестанционные расходы	29819,77	0,42
Итого:	7147182,8	100

Таблица 6.2

Технико-экономические показатели ТЭЦ-3

№ п\п	Параметры	Обозначение	Размерность	Величина
1	Установленная мощность станции		МВт	460
2	Число часов использования номинальной установленной мощности		ч	5961
3	Суммарный годовой отпуск тепла с ТЭЦ		ГДж/год	32621000
4	Годовой отпуск электрической энергии с шин станции		МВтч	24978785
5	Удельные расходы топлива: - на отпуск электрической энергии - на отпуск тепловой энергии		кгут/кВтч кгут/ГДж	170,11 40
6	Удельные капитальные вложения		руб/кВтч	3865,65
7	Цена натурального топлива		руб/т	5500
8	Себестоимость: - электрической энергии - тепловой энергии		коп/кВтч руб/кВтч	71,53 164,3

Вывод:

В данном разделе произведено определение технико-экономических показателей Кумертауской ТЭЦ, себестоимость электрической энергии, которая составляет 71,53 коп/кВтч, себестоимость тепловой энергии равной 164,3 руб/ГДж, капитальные вложения в строительство ТЭЦ, эксплуатационные расходы.



ГЛАВА 7. ТРЕБОВАНИЯ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУДА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ

7.1 Организация охраны труда при эксплуатации турбогенераторов

7.1.1 Требования охраны труда перед началом работы

Помещение цеха и все оборудование необходимо содержать в исправном состоянии и надлежащей чистоте. Запрещается загромождать помещение цеха или хранить в нем какие-либо материалы и предметы. Проходы в цехе и выходы из цеха должны быть всегда свободными. Двери для выхода из цеха должны легко открываться. Разлитые или протекшие жидкости должны быть при необходимости нейтрализованы и удалены, а места, где они были пролиты, вытерты.

7.1.2 Требования охраны труда во время работы

7.1.2.1 Подготовка турбоагрегата к пуску

Пуск турбоагрегата после монтажа, из резерва, капитального, среднего и текущего ремонта производится под руководством начальника цеха или его заместителя.

При подготовке турбогенератора к пуску необходимо:

- убрать все посторонние предметы в машинном зале, на вспомогательных площадках; убедиться, что все рабочие места и оборудование чисты;

- осмотреть изоляцию цилиндров в районе подшипников и паропроводов отборов и при обнаружении попадания масла на тепловую изоляцию, потребовать замены тепловой изоляции;

- тщательно очистить все скользящие поверхности опор подшипников турбины, направляющих шпонок, «диванчиков» от грязи, краски; очистить все изолирующие шайбы на маслопроводах генератора от грязи, краски; очистить маслоисточник желоба подшипников от мусора, грязи, теплоизоляции:

- убедиться в отсутствии посторонних предметов под рычагами, шестернями, роликами.

7.1.2.2 Эксплуатация генераторов

Контролировать давление водорода в корпусе генератора. Производить периодическое прослушивание генератора, возбудителя. Вести контроль за чистотой водорода в оболочке генератора. Не допускать посторонних лиц на площадки обслуживания генератора. Перед пуском турбогенератора проверить отсутствие посторонних лиц, особенно на токопроводах.

При систематическом появлении водорода в картерах подшипников необходимо при первой возможности остановить генератор, картера подшипников продуть углекислым газом, а при большей концентрации водорода осуществлять непрерывную подачу в них углекислого газа вплоть до останова турбогенератора.

3. Подготовка масляной системы, органов регулирования и автоматики.

Тщательно осматривать маслопроводы турбогенератора и его подвески. Убирать посторонние предметы. Проверять, что маслопроводы не нагружены посторонними грузами. Категорически запрещается использование маслопроводов для крепления такелажных приспособлений и подвески грузов, лесов. Осмотреть все фланцевые соединения и убедиться в их облопачивании.

Подготовить маслобак турбины к заполнению маслом, предварительно удалить все посторонние предметы с крышки маслобака. Установить в бак все фильтры, закрыть плотно все крышки маслобака. Тщательно и регулярно осматривать импульсные линии к манометрам. Не менее одного раза в сутки следует осматривать плотность всех фланцевых соединений маслопроводов и, особенно, в закрытых масляных коробах.

Перед пуском осмотреть конденсационную и регенеративную установки. Убедиться, что водоуказательные стекла включены в работу и освещены.

Убедиться в отсутствии давления пара перед главной паровой задвижкой (ГПЗ). Собрать электросхемы электропроводов и открыть ГПЗ для проверки защит турбины. По программе произвести проверку всех защит турбогенератора и работу сигнализации.

7.1.3 Требования охраны труда в аварийных ситуациях

При возникновении пожара необходимо немедленно сообщить начальнику цеха, удалить в безопасное место людей и, по возможности горючие вещества. Приступить к тушению пожара имеющимися средствами пожаротушения. При возгорании на электрооборудовании к тушению огня приступить только после снятия напряжения.

При опасности возникновения аварийной ситуации принять меры по ее предупреждению (остановить оборудование или механизм, снять напряжение, отключить подачу пара или воды, оградить опасную зону, вывесить предупреждающие плакаты и т.д.) и сообщить начальнику цеха.

При обнаружении свищей в трубах поверхностей нагрева, паропроводах, коллекторах, питательных трубопроводах, в корпусах арматуры необходимо срочно доложить начальнику цеха и по его распоряжению вывести работающих с аварийного оборудования, оградить опасную зону и вывесить знаки безопасности «Осторожно! Опасная зона!».

7.2 Характеристики опасных и вредных производственных факторов при эксплуатации турбогенераторов

К опасным производственным факторам относятся факторы, воздействие которых на работающего приводят к травме. К вредным - факторы, которые приводят к заболеванию.

Трубопроводы, сосуды и оборудование, работающие под давлением пара горячей воды с параметрами: температура , давление . Оборудование, работающее под давлением, должно быть рассчитано на давление источника среды и иметь предохранительные устройства, исключающие повышение давления в оборудовании выше разрешенного. Все горячие части оборудования, трубопроводов, сосудов, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию.

Электрическое напряжение. Все электродвигатели, электросборки, щиты, оболочки кабелей должны иметь надежные заземления, присоединенные к стационарному контуру заземления. При производстве ремонтных работ на вращающихся механизмах питающие кабели должны быть отсоединены и на них наложено переносное заземление. Если кабели не отключаются от электродвигателей, переносные заземления накладываются в сборках на масляных выключателях, рубильниках, автоматах и применяются другие меры, препятствующие ошибочному включению отключающего устройства.

Движущиеся и вращающиеся части производственного оборудования, к которым возможен доступ работающих, должны иметь механические защитные ограждения. Ограждения, дверцы и крышки должны быть снабжены приспособлениями для надежного удержания их в закрытом (рабочем) положении и в случае необходимости сблокированы с приводом машины и механизмов для их отключения при снятии ограждения. Кожухи полумуфт должны быть выполнены таким образом, чтобы незакрытая часть вращающегося вала с каждой стороны была не более 10 мм.

Повышенный уровень шума. Шум оказывает вредное воздействие на организм человека. При его длительном воздействии снижается острота слуха, изменяется кровяное давление, ослабляется внимание, ухудшается зрение, происходит изменение в дыхательных центрах, нарушается координация движения. Интенсивный шум является причиной нарушений сердечно-сосудистой системы, нормальной функции желудка и ряда других нарушений в организме человека.

Повышенный уровень вибрации. Вибрация неблагоприятно воздействует на организм человека, особенно если частота ее колебаний совпадает с частотами резонанса всего организма человека или некоторых органов. Систематическое воздействие общих вибраций в резонансной или околорезонансной зоне может стать причиной вибрационной болезни. Эта болезнь проявляется в виде головных болей, головокружений, плохого сна, пониженной работоспособности, плохого самочувствия, нарушений сердечной деятельности.

Недостаточная освещенность. Неудовлетворительное освещение может исказить информацию, кроме того, оно не только утомляет зрение, но и вызывает утомление организма. Неправильное освещение может являться причиной травматизма: плохо освещенные опасные зоны, слепящие лампы и блики от них, резкие тени ухудшают или вызывают полную потерю ориентации работающих.

В воздухе рабочей зоне КТЦ возможно повышенное содержание вредных веществ, таких как: аммиак, водород, серная кислота, едкий натр, гидразингидрат, энергетические масла.

7.3 Техника безопасности при обслуживании турбоегенартора Т-100-130

Во избежание разноса турбина с отбором пара может быть отключена от сети только после того, как отключающий убедится, что после посадки стопорного клапана ваттметр агрегата показывает ноль.

При испытании автомата безопасности нахождение на площадке обслуживания турбины лиц, непосредственно не участвующих в испытании запрещается. Испытание должно производиться под непосредственным руководством ответственного руководителя работ, наблюдающего за скоростью вращения ротора турбины по тахометру. Остальной персонал, участвующий в испытании, должен быть расставлен следующим образом: один - непосредственно у автомата безопасности, второй - у байпаса ГПЗ.

Проверка посадки обратных рабочих клапанов и закрытия задвижек на линиях отборов должна производиться не реже 1 раза в месяц, а также при каждом капитальном ремонте турбины.

Одежда персонала на работе не должна иметь развевающихся пол, рукавов и прочее, на голове носить пластмассовую каску.

Все вращающиеся, соединительные муфты и приводы должны иметь ограждения. Каждый дежурный должен следить за исправностью ограждения машин и приводов, а также муфт насосов. Категорически запрещается снимать ограждения или оставлять их незакрепленными после ремонта.

Запрещается производить на ходу чистку, обтирку и смазку каких-либо вращающихся механизмов турбины, а также залезать под ограждения. При обтирке работающего оборудования, персонал обязан проявлять осторожность и исключительную внимательностью. При обтирке запрещается ходить и лазать по трубам, вставать ногами на кожухи муфт и подшипников. Обтирку необходимо производить материалами с подрубленными краями.

Запрещается прикасаться к токоведущим частям генератора и возбудителя. Запрещается без надобности стоять около муфт насосов, а также против фланцев трубопроводов под давлением.

Все фланцы паропроводов и питательных трубопроводов должны иметь изоляционные чехлы, особенно у мест постоянного местопребывания персонала. Трубы и фланцы паропроводов и другие горячие части, находящиеся вблизи маслопроводов, на которых возможно попадание масла, должны иметь обмывку листовым железом.

Необходимо вести тщательное наблюдение за плотностью соединительных частей и арматуры маслопроводов, не допуская подтеков масла.

Вентили и задвижки, находящиеся в неудобных местах, должны иметь дистанционный привод или площадки. Вентили и задвижки паропроводов и трубопроводов должны иметь указатель открытия и закрытия их, а также стрелки, указывающие направление открытия и закрытия и бирки достаточного размера с ясно размеченными номерами согласно схемы. На площадках с электроприводом имеющих концевой разъединитель для разрыва цепи управления, перед переходом на ручное управление необходимо разработать электросхему привода. Сборка электросхемы привода разрешается только после вывода штурвала из зацепления и установки в выточку валика штурвала фиксирующей пластинки.

Паропроводы и трубопроводы должны быть окрашены в стандартные цвета, а в местах разветвления и у вентилей должны иметься надписи со стрелками, указывающими направление течения среды.

При чистке масляных фильтров необходимо выемку и установку фильтров в масляном баке на работающей машине производить вдвоем. По окончании чистки или продувки пролитое масло немедленно вытереть.