Аннотация
В дипломной работе рассматривается комбинированная парогазовая установка (КПГУ) на базе паротурбинного контура Т-110/120-130 с газотурбинной
надстройкой ГТЭ-160. Работа содержит: обзор научно – технической литературы и патентных источников информации по данной тематике, расчет парового контура комбинированной энергетической установки, термодинамический расчет ГТЭ-160 расчет эксплуатационных характеристик ГТУ. Разработаны алгоритмы расчета ТЭЦ на базе принципиальной тепловой схемы турбоустановки Т-110/120-130. На базе вышеперечисленных алгоритмов были созданы программы в компьютерной среде MS Excel и Mathcad.
Также выполнены технико-экономическое обоснование внедрения ГТЭ160 и инженерное обеспечение безопасности персонала при эксплуатации
комбинированной парогазовой установки.
Количество
страниц – 152 ,
иллюстраций – 49
, таблиц – 29 ,
плакатов – 7, источников литературы – 25.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
2
СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1 Обзор научно-технической литературы……………………………….
1.1 Проблемы и перспективы развития энергетики России…………….
1.2 Турбина ТП-110/120-130-12М……………………………………
1.3 Парогазовые и газотурбинные установки тепловых электростанций
(ПГУ и ГТУ ТЭС)……………………………………………….
1.4 Пути повышения тепловой эффективности в комбинированных циклах…………………………………………………………………
1.5 Комбинированные ПГУ. Эффективность энергоснабжения потребителей. Техническое перевооружение оборудования………..
2 Обзор патентных источников информации на тему КПГУ…………..
3 Техническое описание проектируемых комбинированных энергетических
установок электростанции…………………………………
3.1 Описание принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали на
базе турбоустановки типа
Т-110/120130……………………………………………………..
3.2 Техническое описание газотурбинной установки ГТЭ-160……..
4 Расчет эксплуатационных характеристик газотурбинных установок ГТЭ160…………………………………………………………..
4.1 Термодинамический расчёт ГТУ типа ГТЭ-160 на номинальном режиме……………………………………………………………...
4.1.1 Основные допущения…………………………………………
4.1.2Исходные данные для термодинамического расчета………..
4.1.3 Термодинамический расчет одновальной ГТУ……………..
4.2 Расчет эксплуатационные характеристики газотурбинной установки
ГТЭ-160………………………………………………………….
4.2.1 Расчет дроссельных характеристик………………………….
4.2.2 Расчет климатических характеристик………………………..
5 Расчет тепловой схемы КПГУ с утилизацией продуктов сгорания ГТУ
ГТЭ-160 в топку котла с дожиганием дополнительного топлива………………………………………………………………..
5.1 Принципиальная схема ПГУ……………………………………….
5.2 Расчет парового контура комбинированной энергетической установки………………………………………………………………
5.3 Тепловые балансы подогревателей……………………………...
5.4 Контроль материального баланса………………………………..
5.5 Паровой баланс парового контура…………………………………
5.6 Расчет газового контура комбинированной энергетической установки……………………………………………………………..
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Стр.
5
6
6
11
13
18
21
27
34
34
38
44
44
44
45
46
49
49
53
57
57
58
62
70
71
71
Лист
3
5.6.1 Расчет камеры дожигания…………………………………….
5.6.2 Расчет котла-утилизатора…………………………………….
5.6.3 Расчет газоводяного подогревателя сетевой воды………….
5.7 Расчет энергетических показателей……………………………….
5.7.1 Расчет энергетических показателей ПГУ………………….
5.7.2 Расчет энергетических показателей ТЭЦ………………….
6 Регенеративные подогреватели………………………………………
6.1 Типы регенеративных подогревателей…………………………..
6.2 Подогреватели низкого давления поверхностного типа………..
6.3 Тепловой расчет подогревателя низкого давления………………
6.3.1 Исходные данные для теплового расчета подогревателя низкого
давления……………………………………………………
6.3.2 Тепловой расчет подогревателя низкого давления………...
7 Безопасность и экологичность проекта……………………………..
Введение………………………………………………………………….
7.1 Идентификация вредных и опасных факторов………………….
7.2 Понятие несчастного случая на производстве тепла и электроэнергии………………………………………………………………….
7.3 Психологические причины создания опасных ситуации и производственных травм………………………………………………….
7.4 Анализ травматизма………………………………………………..
7.5 Показатели производственного травматизма……………………
7.6 Порядок расследования профессиональных заболеваний………
Заключение……………………………………………………………….
8 Технико-экономическое обоснование эффективности инвестиций.
8.1 Краткое описание рынка и условий сбыта………………………
8.2 Энергетический баланс…………………………………………...
8.3 Смета затрат на производство энергии………………………….
129
8.3.1 Текущие расходы…………………………………………….
8.3.2 Затраты на ремонтно-техническое обслуживание………...
8.4 Основные технико-экономические показатели проекта………..
8.5 Обоснование экономической эффективности проекта………….
Заключение…………………………………………………………….
Список литературы…………………………………………………….
Приложения……………………………………………………………
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
71
73
75
75
75
78
80
80
84
90
90
91
96
96
97
101
103
109
115
117
121
123
123
125
131
136
137
138
142
144
146
Лист
4
Введение
В настоящее время в мире широкое распространение получают все более
эффективные,
экономичные
и
экологически
чистые
технологии
преобразования энергии органического топлива в электрическую энергию и
теплоту. К их числу относятся использование на действующих и вновь
создаваемых электростанциях газотурбинных установок и парогазовых циклов
на их основе.
Опыт мировой энергетики в области применения парогазовых технологий
показывает, что электрический кпд ПГУ всегда выше 50%, а в самых современных установках - даже и 60%. В традиционных ТЭС кпд в лучшем случае
достигает 42%, а в России четверть станций вообще работает с 25% эффективностью. ПГУ утилизационного типа позволяют получить наибольшее значение
КПД среди ТЭЦ с ПГУ.
Применение парогазовых технологий позволяет:
 значительно сократить использование природного газа, объем выделения
которого для энергетики в настоящее время и на перспективу является
ограниченным;
 сократить вредные выбросы в атмосферу (для NОХ в 2,5 - 3 раза);
 для ТЭЦ со стабильным круглогодичным обеспечением природным газом и
плотным годовым графиком тепловой нагрузки получить наиболее высокие
экономические показатели имеет ГТУ, сбросные газы которой поступают в
котёл-утилизатор или в газовый сетевой подогреватель.
Одним из эффективных видов ПГУ является комбинированная ПГУ с дожиганием топлива, когда для выработки пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котла-утилизатора.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
5
1 Обзор научно-технической литературы
Энергетика как система включает в себя весь топливно-энергетический
комплекс. В широком смысле, для энергоресурсов и энергоносителей всех видов она предусматривает: их получение, переработку, преобразование, транспортирование, использование. Источниками получения электрической и тепловой энергии являются, многочисленные типы электростанций и котельных.
1.1 Проблемы и перспективы развития энергетики России
Перспективы развития электроэнергетики прогнозируются как Министерством экономического развития, так и РАО «ЕЭС России». Минэкономики планирует к 2010 г. электропотребление 1100 млрд. кВт-ч, РАО ЕЭС 1040 млрд. кВт-ч (среднегодовой рост 2,5 %). В 2000 году было 865 млрд.
кВт-ч, в 2005 году намечено 910...994 млрд. кВт-ч, в 2010 году- 1040...1100
млрд. кВт-ч.
В теплоэнергетике: 1) продление паркового ресурса за счет модернизации оборудования и замены отдельных узлов (таблица 1.1); 2) строительство новых запланированных мощностей в 2006...2010 гг. на базе современных технологий на тех же площадках с использованием инженерных и
транспортных систем: ПГУ для ТЭС на газе (КПД ПГУ -- 55 %); экологически
чистые угольные технологии суммируют объем вводов новых и запланированных мощностей на ТЭС до 2005 года - 11,0 млн. кВт, с 2006 до 2010 года 11,5 млн. кВт и достигнут к 2010 году установленной мощности - 22,5 млн.
кВт.
В гидроэнергетике: реконструкция, техническое перевооружение, окончание строительства ГЭС: Богучанской (3000 МВт), Бурейской (2000 МВт),
Усть-Среднеканской (570 МВт), Ирганайской (800 МВт на Северном Кавказе).
Атомная энергетика: к 2010 году - 25 млн. кВт установленной мощности.
Всего в энергетике (с учетом 16 % резерва экспорта и др.) планируется достижение установленной мощности к 2005 году -223 млн. кВт, к 2010 году --
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
6
237 млн. кВт. При этом производство энергии АЭС - 160 млрд. кВт-ч;
ГЭС 180 млрд. кВт-ч; ТЭС - 735...795 млрд. кВт-ч с общей выработкой
к 2010 году 1075...1135 млрд. кВт-ч. В 1999 году инвестиции по РАО ЕЭС составили 1 млрд. долларов.
В 2000 году мощность энергетики России достигла предельной наработки - 37,4 млн. кВт (или « 18 %), в том числе 17,4 млн. кВт - ГЭС и 20,3 млн.
кВт - ТЭС (таблица 1.1).
Таблица 1.1 - Динамика старения оборудования
Годы
ГЭС, МВт
ТЭС, МВт
АЭС, МВт
Σ, МВт
Σ, %
2000
2005
2010
17,4
51
33,8
20
25
71
2,5
9
37,4
78,5
113,8
17,4
35,3
48,7
Для обеспечения надежности потребления электроэнергии необходимый
ежегодный объем технического перевооружения должен составлять 7...9 млн.
кВт (а фактически он составляет 0,8 млн. кВт - по уровню 2000 г.)
Баланс топливопотребления в энергетике России виден из таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Структура топливопотребления
Вид
топлива
1990г.
млн. т у.т.
млрд. м3
Газ
Уголь
Мазут
205
99
43
Всего
347
Перспективы
180
-
1999г.
млн. т у.т.
млрд. м3
153
70
16
239
по
изменению
134
-
2010г.
млн. т у.т.
млрд. м3
186
115
16,5
163
-
337,5
топливно-энергетического
баланса
(см. таблицу 1.3):
- загрузка угольных ТЭС;
- возврат ТЭС, запроектированных для работы на угле, но фактически работающих на газе, к углю;
- новые технологии: бинарные циклы на основе ГТУ; технология сжигания
низкосортных твердых топлив в ПГУ с внутрицикловой газификацией угля;
- сжигание угля в ЦКС;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
7
- увеличение выработки на АЭС и ГЭС;
- соотношения в ценах на уголь, нефть и газ должны быть адекватны их энергетической и экологической ценности.
Таблица 1.3 - Перспективы динамики изменения удельных показателей до 2005 г. в соответствии с «Экологической программой»
Наименование
Твердые
частицы
Оксиды
азота
Диоксид
серы
Единица
измерений
Годы
1994 1997 1999
1990
кг/т у.т.
24,5
20,4
16.8
кг/т у.т.
4.7
4,6
кг/т у.т.
21.8
20,9
Уменьшение
к 2005 г, %
2000
2005
15,8
17,2
16,3
31,4
4,3
4,27
4,2
4,1
12,8
19,5
18,6
20,2
19.4
11,0
Состояние энергохозяйства России характеризуется тремя группами проблем:
1. Возросшими экологическими требованиями к топливоиспользующим
установкам и паросиловому оборудованию, связанными с высоким загрязнением окружающей среды.
2. Более широким вовлечением в энергобаланс низкосортных топлив, связанных с дефицитом жидких и газообразных топлив на нужды энергетики.
Обеспечением их надежного сжигания без ущерба для энергопроизводства
(эта проблема наиболее характерна для Сибири).
3. Старением всего парка энергооборудования, связанным с несвоевременной его заменой и несвоевременным проведением ремонтных работ, работ по
модернизации и техническому перевооружению.
Основная задача в развитии электро- и теплоэнергетики России, как и во
всем мире, заключается в обеспечении в процессе выработки электрической и
тепловой энергии высокой экономичности, надежности, полной экологической
безопасности, т.е. минимальных затрат топливно-энергетических ресурсов, при
оптимальных энергосберегающих технологиях.
К этим технологиям относятся:
1) переход на суперсверхкритические параметры;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
8
2) ГТУ и ПГУ;
3) ПГУ с внутрицикловой газификацией;
4) котельные агрегаты с циркулирующим и стационарным кипящим слоем;
5) сжигание органических топлив в условиях, при которых образуется минимальное количество оксидов азота (ступенчатое сжигание, горелки с минимальной эмиссией NOX, низкотемпературное сжигание, транспорт пыли с высокой концентрацией, ввод газов рециркуляции и т.д.);
6) создание специальных конструкций топочных устройств, с минимальным уровнем образования NOX (сжигание в низкотемпературном вихре, топки
многостадийного сжигания, сжигание в жидком расплаве, кольцевые топочные
камеры, вихревые топочные камеры и т.д.);
7) очистка газов от NOX, SOX, от пылевзвеси, токсичных микроэлементов;
8) подготовка воды с минимальными сбросами. Совершенствование водоподготовительных установок;
9) очистка сбросных вод технологического цикла с возвратом их в цикл;
10) использование золошлаковых отходов. Уменьшение размера золоотвалов, минимизация земель отчуждения;
11) создание полностью безотходной технологии производства энергии;
12) снижение выбросов диоксида углерода;
13) предварительная переработка топлива (газификация, энерготехнологические и др. установки);
14) создание новых видов топлива и их сжигание (водоугольные суспензии,
композитные топлива);
15) совершенствование тепловых схем;
16) внедрение нетрадиционных способов производства энергии, в том числе с использованием возобновляемых энергоресурсов: геотермальная энергетика; ветроустановки; солнечные установки; использование биомассы;
устройства по непосредственному преобразованию энергии - МГД-генераторы
и др.; малая гидроэнергетика; использование горючих ресурсов отходов; использование тепловых насосов и вторичных источников тепла.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
9
В электроэнергетике мира важное место заняли в 1998 г. газотурбинные
(ГТУ) и парогазовые установки. Заказы на ГТУ на мировом рынке в отдельные
годы даже превышали по мощности заказы на паровые турбины. В мировой
практике освоены и успешно эксплуатируются ГТУ со средней температурой
газов на выходе из камеры сгорания 1260 °С. Коэффициент полезного действия ПГУ с таким ГТУ приблизился к 55 %. Начаты работы по созданию
ГТУ с начальной температурой 1430 °С и КПД 60 %.
Ведущая роль природного газа в России (63 %) среди других видов органического топлива, используемого на ТЭС, позволяет ускоренно внедрять парогазовые технологии. В 1996 г. постановлением Правительства Российской
Федерации утверждена программа «Газоэнергетика», включенная в целевую
Федеральную программу «Топливо и энергия». В соответствии с этой программой на заводах оборонного комплекса разработаны и изготавливаются
современные энергетические ГТУ, способные работать с температурой газов
1100... 1200 °С. Изготовлен опытный образец газотурбинной установки ГТЭ110 для ПГУ-325 (НПП «Машпроект» и АО «Рыбинские моторы»). Турбина
рассчитана для работы с температурой газов 1200 °С (КПД - 35,5 %). КПД
ПГУ - 325 составляет 51,5 % . Ведется разработка блочно-комплектных парогазовых установок ПГУ-80 на базе авиационных газотурбинных двигателей
(АО «Кировский завод» и АО «СНТК им. Н.Д. Кузнецова») КПД ГТУ - 37,3 %
при мощности 31 МВт.
Разработан для последующего внедрения на Кармановской и Пермской
ГРЭС проект газотурбинной энергетической установки ГТЭ-180 с КПД 36,7
%, температурой газов 1250 °С, выбросами NOX - менее 50 мг/нм3 (АО
«ЛМЗ», АО «ВТИ», АО «Авиадвигатель»). На ТЭЦ «Южная» Пензэнерго введена в эксплуатацию газовая турбина УТ-8С фирмы ABB, сброс отработавших
газов осуществляется в топку энергетического котла ТГМП-344А, работающего в блоке с паровой турбиной Т-250/300-240.
Паротурбинные установки, производимые в России, по ряду важнейших
показателей (величина единичной мощности, параметры пара, использование
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
10
теплофикационной нагрузки) соответствуют лучшему мировому уровню в
турбостроении. Уступают они лучшим зарубежным аналогам по экономичности (на 1...2,5 %) и межремонтному периоду (4 года вместо 6...8 лет). Для
угольного паротурбинного блока суперсверхкритических параметров (ССКП)
разработана
2-подъемная
бездеаэраторная
схема
(БТС).
Усовер-
шенствованные турбоагрегаты АО «ЛМЗ» К-225-12,8 будут иметь удельный расход тепла на производство электроэнергии 1900 ккал/кВт-ч (расход
пара при 225 МВт - 640 т/ч). В двухподъемных бездеаэраторных тепловых схемах (ДБТС) из схемы исключены деаэратор, буферные насосы; питательные
турбонасосы заменены электронасосами с тиристорным регулированием; подогреватели высокого давления коллекторно-спирального типа заменены на камерные. Все это позволяет повысить экономичность и надежность тепловой
схемы.
Созданы новые стали: 10X9 МФБ для паропроводов и пароперегревателей (до 600 °С); Ди-59 для температур металла 650 °С с кратковременным перегревом до 700 °С.
1.2 Турбина ТП-110/120-130-12М
Рисунок 1.1 - Турбина ТП-110/120-130-12М
Уральским турбинным заводом разработана новая марка турбины - ТП110/120-130-12М.
Турбина ТП-110/120-130-12М, как и турбина Т-110/120-130-5, предназначена для установки на ТЭЦ крупных городов, как при новом строительстве,
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
11
так и расширении ТЭЦ, а также при замене отработавших ресурс турбин Т100-130 всех модификаций.
Турбина ТП-110/120-130-12М, имея большую преемственность с турбиной Т-110/120-130-5, отличается от нее некоторыми новыми решениями, среди
которых следует особо отметить выполнение регулирующей ступени ВД одновенечной, вместо двухвенечной у турбины Т-110/120-130-5. Кроме того, в ступенях ЦВД применены улучшенные в аэродинамическом отношении профили
направляющих лопаток. Благодаря этим изменениям у турбины «12М» КПД
ЦВД на 2,7% выше, чем у турбины с индексом «5». Применение одновенечной
регулирующей ступени явилось один из факторов выполнения ЦВД двухкорпусным (двустенным) аналогично ЦВД турбин УТЗ марок Р-100-130/15, ПТ140/165-130/15, Т-185/220-130 и
Т-250/300-240. При монтаже новый ци-
линдр размещается в том же проеме фундамента, что и ЦВД турбины Т-100130, благодаря чему, турбина ТП-110/120-130-12М может устанавливаться на
фундамент турбин Т-110-130 отработавших свой ресурс.
В турбине ТП-110/120-12М предусмотрена возможность регулируемого
производственного отбора пара в количестве до 70 т/ч с давлением 10/18
кгс/см2, из ресивера ЦВД-ЦСД, а также нерегулируемого отбора пара до 50 т/ч
из линии подвода пара к ПНД №3. По обоим отборам обеспечена возможность
работы в параллель с другими источниками пара.
С турбиной будут поставляться два сетевых подогревателя для ступенчатого подогрева сетевой воды, имеющей давление 11,4 кгс/см2 вместо 8 кгс/см2
у турбины Т-100-130. Поверхность теплообмена подогревателей равна 3000 м2,
вместо 2300 м2 у турбины с индексом «5», что уменьшит недогрев сетевой воды и повысит экономичность турбоустановки. Турбины Т-100-130 устанавливались на различные фундаменты, и там, где он выполнен монолитным, установка новых ПСГ невозможна.
Основные показатели турбины ТП-110/120-130-12М приведены в таблице
1.4. На базе ЦВД турбин ТП-110/120-130-12М при наличии заказов могут быть
изготовлены турбины широкой гаммы: ТП, ПТ, ПТР, ТР и Р.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
12
Таблица №1.4 - Основные показатели турбины ТП-110/120-130-12М
Показатель
Значение
Мощность, МВт:
номинальная
110
максимальная
120
на конденсац. режиме
120
Расход свежего пара, т/ч:
номинальный
465
максимальный
485
Параметры свежего пара:
давление, кгс/см2 (МПа)
130 (12,8)
0
температура, С
555
Тепловая нагрузка,
отопительная, Гкал/ч:
номинальная
175
максимальная
184
производственная, т/ч
70
2
Пределы изменения давления в регулируемых отборах, кгс/см
производственном
10-18
верхнем отопительном
0,6-2,5
нижнем отопительном
0,5-2,0
Длина рабочей лопатки последней ступени, мм
550
Число ступеней
ЦВД
9
ЦСД
14
ЦНД
2х2
Охлаждающая вода:
расчетная температура, 0С
20
3
расчетный расход, м /ч
16000
Поверхность охлаждения конденсатора, м2
6200
Структурная формула системы регенерации
3ПВД+Д+4ПНД
Расчетная температура питательной воды, °С
232
1.3 Парогазовые и газотурбинные установки тепловых электростанций (ПГУ и ГТУ ТЭС)
Быстрое развитие газовой промышленности позволило в электроэнергетике почти наполовину заменить тяжелые виды топлива (уголь, торф, мазут) на
газ. При этом на ТЭС сохранились прежние виды оборудования. По этой причине в США, Германии, Англии, Японии и других индустриальных странах
мира, в том числе и России, востребованными оказались известные еще с 30-х
годов высокоэффективные тепловые циклы с применением в качестве теплоносителя высоконапорного газа – ГТУ, где температура теплоносителя повышена
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
13
до 800 –1300оС. При этом КПД цикла по сравнению с паровой турбиной возрастает на 30 – 40%. Если к этому утилизировать потенциал выхлопных газов,
то можно получить радикальное повышение термодинамического КПД установки – до 2 – 3 раз. Так на энергорынке мира появились промышленные ПГУ
и ГТУ.
Начиная с 70-х годов (т.е. с началом мирового энергетического кризиса
вызванного быстрым удорожанием органического топлива и началом борьбы с
"парниковым эффектом") спрос на ГТУ приобретает всеобщий характер. Интенсивно развиваются разработки все более совершенных конструкций ГТУ,
возрастает их единичная мощность до 150 и даже 200 МВт, а температура рабочего процесса до 1300оС и более. Стоимость же ГТУ по-прежнему остается
высокой. Объясняется это просто: применением более дорогостоящих металлов и исключительно высокой технологичностью изготовления деталей и узлов
ГТУ (например, охлаждаемых лопаток). В целом же ТЭС на базе ГТУ компактнее и дешевле паротурбинной ТЭС.
Растущий спрос на ГТУ естественен, если учесть, преимущества газотурбинной технологии. Преимущества эти выражаются в следующем:
1. Высокая экономичность процесса: КПД ПТУ достигает 55-57 % против 40-42 % для конденсационных паровых турбин;
2. Компактность оборудования требует меньше затрат;
3. Высокая степень заводской готовности оборудования, позволяющая на строительной площадке смонтировать энергоблок с ГТУ во много раз
быстрее и дешевле, чем ПТУ подобной мощности;
4. Возможность полной автоматизации производственных процессов
(пуска, останова, регулирования нагрузки и текущего режима), что позволяет в
8-10 раз сократить численность персонала против паротурбинной ТЭС;
5. Достижение минимального загрязнения окружающей среды и снижение издержек по этим показателям;
6. Существенное снижение аварийности (отказов оборудования) и производственного травматизма персонала;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
14
7.Существенное снижение эксплуатационных и ремонтных затрат и соответственно себестоимости энергии;
8. Высокая маневренность энергооборудования, приближающаяся к показателям ГЭС.
Из перечисленных преимуществ видно, что ГТУ в ближайшем будущем могут в очень значительной мере заместить паротурбинные установки. Этому
способствуют и дальнейшие продвижения по совершенствованию топливного
регламента ГТУ, когда начинают практически осваивать сжигание в камерах
ГТУ угольной пыли, технических спиртов, масла растительного происхождения и т.д.
С точки зрения совершенствования термодинамического процесса ГТУ
обладают значительными возможностями. Выхлопные газы ГТУ, поступая
котел-утилизатор, позволяют производить пар для привода паровой турбин
технологических нужд близлежащих производств. Кроме того, возможен
нагрев сетевой воды для отопительных целей. Установив ГТУ на действующей (или новой) качестве предвключенного агрегата теплосилового цикла,
возможно на треть повысить КПД. Надстройка же ГТУ соответствующей
мощности от 6 до 40 МВт любой отопительной котельной трансформирует
последнюю в ТЭЦ. Если учесть, что подобные котельные имеются в каждом
городе, райцентре, да и в любом крупном населенном пункте, то такие мини-ТЭЦ могли бы стать весьма широко распространенными высокоэффективными электро- и теплоисточниками. Рассмотрим схему парогазовой ТЭС
(см. рисунок 1.1).
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
15
5
1
2
3
4
6
7
12
9
10
8
11
Рисунок 1.2 – Схема ПГУ – 500: 1 – компрессор; 2 – КС; 3 – ГТ; 4 – ЭГ; 5 – КУ;
6 – паровая турбина; 7 –ЭГ; 8 – К; 9 – система регенерации; 10 – дымовая труба; 11 – НК; 12
– ПН.
Выхлоп отработанного газа ГТУ с температурой до 500-600°С сбрасывается в камеру котла-утилизатора, где производится острый пар соответствующих параметров, который вращает паровую турбину. На валу ГТУ и
ПТ вращаются собственные генераторы. При необходимости КУ может быть
оборудован горелочными устройствами с целью повышения паропроизводительности или параметров пара. Тогда получается ПГУ с дожиганием топлива.
Первичный процесс цикла: подача топлива – сжигание – вращение газотурбины генератором – выхлоп газов. Вторичный (паротурбинный) процесс
цикла: подача выхлопных газов ГТУ в КУ – выработка острого пара – вращение паротурбины с генератором – выхлоп отработанного пара в конденсатор –
конденсация пара – подогрев и подача его в котел.
ГТУ часто используется без вторичного процесса. В этом случае она
может работать в чисто электрическом режиме, сбрасывая выхлопные газы с
высокой температурой в трубу без утилизации их тепла. В таком режиме
обычно работают пиковые ГТУ, участвующие по 3 – 4 часа в сутки в покрытии
утренних и вечерних максимумов мощности в объединенной электросети общего пользования. Однако наиболее целесообразно использовать их для
надстройки действующих ТЭЦ и котельных с утилизацией тепла отходящих
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
16
газов в котлах утилизаторах для отопительных целей с помощью теплофикационных паровых турбин.
Из приведенной ниже таблицы 1.5 об отечественных ГТУ видно, что
температура выхлопа отработанных в ГТУ газов лежит в пределах 385 – 525оС.
На остаточном теплопотенциале этих газов можно получить в КУ как технологический пар для производственных нужд, так и горячую воду для целей отопления и горячего водоснабжения.
Таблица 1.5 – Параметры отечественных ГТУ
ГТУ1,5
Показатели
1. Количество
валов
2. Число ступеней:
- компрессора
- турбины
- турбины силовой
3. Электрическая
мощность, МВт
4. КПД
5.Степень повышения давления
6. Температура
газов, оС
- на входе в ГТУ
- на выхлопе ГТУ
7. Расход газа,
кг/с
8. Тепловая мощность, МВт
ГТУГТУ-4
2,5
НК14Э
ГТЭ10
ГТУ12
ГТУ16
АЛ31СТ
ГТУ55СТ
ГТУ25ПЭ
НК37
2
2
2
1
3
2
2
3
2
3
4
6
2
10
2
10
2
15
4
8
2
13
2
14
2
10
2
11
2
15
3
15
3
2
2
2
-
3
3
3
-
4
3
4
1,2
2,5
4
8,6
10
12
16
20
20
25
30,2
25
21,8 24,7 32,1 28,4
35
37,5
36,5
31,5
39
37,3
21
10,2
28,5
25,6
980
450
1239
448
1219
455
61
96,5
82
110
26,9
35,5
38,8
41
13,6
6
7,1
11
9,2
1112
524
688
385
816
448
947
435
906 1049 1143 1250
478 426 466 520
7,67
2
2
1
3,4
7,8
3
16,9 19,6
2
2
11,1 14,1 24,7 17,5 21,9
Широкое развитие подобной технологии комбинированного тепло- и
электропроизводства сегодня сдерживается медленным освоением отечественных ГТУ. Зарубежное энергооборудование при нынешней стоимости топлива
и энерготарифах обходится дорого и пока неприемлимо для нас по срокам
окупаемости.
К серьезным недостаткам ГТУ следует отнести необходимость подвода к
камере сгорания газа с давлением 13-15 ата, что связано с удорожанием уста-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
17
новки. Кроме того, столь высокое давление в газовых сетях ТЭС увеличивает
опасность взрывов и пожаров.
1.4 Пути повышения тепловой эффективности в комбинированных
циклах
Существенного повышения тепловой эффективности можно достичь в
комбинированных циклах. Одним из способов повышения коэффициента использования теплоты топлива является утилизация уходящих газов ГТУ в котлах-утилизаторах с целью получения горячей воды для отопления и горячего
водоснабжения. Простейшая принципиальная тепловая схема такой утилизационной ГТУ приведена на рисунке 1.3.
Рисунок. 1.3 - Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ на базе ГТУ
К - компрессор; КС - камера сгорания; ГТ - газовая турбина; К-У - котел утилизатор; Э эжектор; ОК - обратный клапан; РТ - регулятор температуры; РО - регулятор отбора воды.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
18
Рисунок 1.4 - Принципиальная тепловая схема мини-ТЭЦ с дожигающим устройством (ДУ)
Коэффициент использования теплоты топлива в такой установке в зависимости от параметров газа и доли утилизируемой теплоты составляет 80-90%.
Существенным недостатком схемы является невозможность повышения тепловой мощности КУ. Кроме того, в случае аварийного останова газовой турбины отпуск теплоты потребителям прекращается. Эти недостатки устраняются в
схемах теплофикационных ГТУ с камерой дополнительного сжигания топлива
перед КУ (см. рисунок 1.4).
При этом, утилизационные ГТУ могут быть выполнены по следующим схемам:
-
дожигание топлива осуществляется в воздухе с последующим смешением
продуктов сгорания с уходящими газами;
-
дожигание топлива осуществляется в среде уходящих газов с добавлением
воздуха;
-
Изм.
дожигание топлива осуществляется в уходящих газах.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
19
Рисунок 1.5 - Котел-утилизатор
с дожигающим устройством
Рисунок 1.6 - Конструкция
дожигающего устройства
На рисунке 1.5 приведена принципиальная конструктивная схема КУ ГТУ
с дожиганием топлива. Выбор способа дожигания топлива в КД зависит от
назначения установки, температуры газа перед турбиной и за ней, параметров
теплоносителя и тепловой мощности КУ. Для обеспечения автономной работы
КУ необходимо его оснащения ДВ.
На рисунке 1.6 показана конструкция дожигающего устройства, разработанного АО ТКЗ «Красный котельщик» для КУ. ДУ позволяет производить
сжигание дизельного топлива или природного газа в потоке газов за ГТ.
Конкретный выбор расчетной схемы ГТУ-ТЭЦ зависит от ряда факторов:
величины присоединенной тепловой нагрузки и ее структуры, режимов теплопотребления, климатическими условиями, требуемой надежностью и т.п.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
20
1.5 Комбинированные ПГУ. Эффективность энергоснабжения потребителей. Техническое перевооружение оборудования
Тепловые электростанции по-прежнему будут являться основным генерирующим источником в стране, поэтому технический уровень основного оборудования ТЭС (котлы, турбины, паропроводы) будет в значительной степени
определять эффективность энергоснабжения потребителей.
В последние годы в электроэнергетике России обостряется проблема
физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей. Срок эксплуатации основного оборудования ТЭС
является важнейшим фактором, характеризующим техническое состояние основного оборудования и степень актуальности техперевооружения ТЭС. При
замене оборудования ТЭЦ трудность заключается в компенсации выбывающей
тепловой мощности при сохранении электрической мощности, т.к. ПГУ и
ГТУ-ТЭЦ имеют существенно большую выработку электроэнергии на тепловом потреблении.
Поэтому для увеличения отпуска тепла во всех вариантах замены турбин
типа Т, ПТ, Р должны использоваться теплофикационные ПГУ и ГТУ-ТЭЦ с
дополнительным сжиганием топлива в среде выхлопных газов ГТУ перед котлом-утилизатором: а)паровым – при замене турбин типа ПТ и Р; б) водогрейным – при замене турбин типа Т.
Использование дополнительного сжигания топлива перед КУ позволяет
изменить тепловую нагрузку в широком диапазоне – от максимального зимнего значения до нагрузки летнего горячего водоснабжения.
При правильном выборе состава оборудования ГТУ-ТЭЦ и доли дополнительного топлива, сжигаемого перед КУ, возможно исключение из состава ТЭЦ
ПВК.
Потребность в крупных ПГУ(Т) до 2010 г. указана в таблице 1.6.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
21
Таблица 1.6 - Потребность в крупных ПГУ(Т) до 2010 г.
ПГУ-325(Т)
ПГУ-170(Т)
ГТЭ-110 + КУ
ГТЭ-60 + КУ
Итого
Количество
1
5
10
14
30
Единичн. эл. Единичн. тепл.
мощн. МВт
мощн. МВтт
325
260
170
130
110
155
60
35,5
Суммарн. эл. Суммарн. тепл.
мощн. МВт
мощн. МВтт
325
260
1190
650
1100
1550
840
497
3455
~3000
Потребность в малых ПГУ до 2010 г. указана в таблице 1.7.
Таблица 1.7 - Потребность в малых ПГУ до 2010 г.
НК-37 + КУ
ГТЭ-25 + КУ
ГТЭ-16 + КУ
ГТЭ-12 + КУ
ГТЭ-6 + КУ
Итого
140
1
4
52
2
25
25
16
12
6
35
48
26,5
17,5
9,8
3500
25
64
624
12
4225
4914
48
106
910
19,6
~ 6000
При газотурбинной надстройке традиционных энергоблоков для охлаждения дымовых газов до экономически целесообразной температуры их тепло
приходится передавать в пароводяной тракт и использовать для нагрева части
конденсата и питательной воды. Вследствие этого количество пара отбираемого в систему паровой регенерации, уменьшается, а пропуск пара в конденсатор
возрастает. В результате наблюдаются некоторое снижение КПД паротурбинного цикла и возможно ограничение расхода свежего пара и мощности паровой турбины.
Техническое перевооружение ТЭС должно вестись на основе внедрения
парогазовых технологий для замены морально и физически изношенного
энергооборудования, что является общепризнанным в мировой практике
направлением развития и существенно повышает эффективность энергопроизводства.
Наиболее высокую тепловую экономичность имеют конденсационные
бинарные утилизационные ПГУ (рисунок 1.7) с долей газотурбинной мощности 70-75%, в которых все топливо сжигается в камерах сгорания ГТУ, а пар
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
22
для паровой турбины генерируется за счет теплоты отработавших в ГТУ газов.
а)
б)
Рисунок 1.7 - Принципиальная тепловая схема (а) бинарной утилизационной ПГУ и идеальные
циклы в T-S -диаграмме (б): 1 - ГТУ; 2 - отключающая арматура; 3 - специальная горелка (камера сожигания); 4 - пароперегреватель; 5, 7- контур высокого и низкого давления; 6 - КУ; 8 ПТ; 9 - регенеративный отбор ПТ; 10 - деаэратор
В такой ПГУ с паровой частью в конденсационном режиме КПД реально достиг 58%. Для нее также характерны умеренные удельная стоимость и ремонтные затраты, относительно меньшие сроки строительства и занимаемые площади, высокие уровни автоматизации и надежности.
Применительно к ПГУ основными элементами, определяющими надежность, являются ГТУ, паровой турбогенератор, КУ и система водоподготовки. КУ более надежен, чем обычный ПГ из-за отсутствия топки и более
низких температур и давлений пара. Система водоподготовки также более
надежна, чем в обычной паротурбинной станции, благодаря более простому
циклу подготовки питательной воды. В результате электростанции с ПГУ
имеют средний коэффициент вынужденных остановов на 2-4% выше, чем автономные ГТУ. Таким образом, ПГУ на базе ГТУ типа V94.2 должна иметь
коэффициент вынужденных остановов на уровне 3-5%.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
23
В данной работе рассматривается комбинированные ПГУ в составе с паротурбинной установки Т– 110/120-130 и ГТУ типа ГТЭ-160.
Таблица №1.8 - Варианты компоновок парогазовых установок (ПГУ) с ГТЭ-160
ПГУ
ГТУ
ПТУ
КПД ПГУ в конд. реж., %, отпуск тепла
ПГУ-230
1хГТЭ-160 1хК-70
до 51,2
ПГУ-450 дубль-блок
2хГТЭ-160 К-150
до 51,7
ПГУ-450Т дубль-блок 2хГТЭ-160 Т-150
до 50,2;
до 340 Гкал/ч
В таблице №1.8 приведены варианты составов оборудования ПГУ различных схем с этими ГТУ. Эффективность использования топлива этих ПГУ
на 30 % выше, чем традиционных ПТУ ТЭЦ, кроме того, отсутствуют выбросы оксидов серы, а выбросы оксидов азота соответствуют природоохранным требованиям. Разработана программа создания ПГУ-450 на Северо-Западе России (первый блок введен в опытную эксплуатацию 22.12.2000),
которая должна состоять из четырех энергоблоков, каждый из них включает в
себя две ГТУ V94.2, работающие на природном газе, два КУ и теплофикационную паровую турбину Т-150-7,7 ЛМЗ. Любой энергоблок этой ПГУ может работать в широком диапазоне электрических и тепловых нагрузок при
различном их сочетании с высокой топливной экономичностью. Его расчетный удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии при
температуре наружного воздуха - 40 - + 8°С составит от 157-135 г/кВт.ч (при
работе в теплофикационном режиме с максимальным отпуском тепла до
245,5-251,0 г/кВт.ч при работе в конденсационном режиме).
Остальные варианты ГТУ могут быть объединены в группу так называемых "газотурбинных надстроек" для действующих ТЭС, имеющих остаточный ресурс, сравнимый с ресурсом ГТУ, и являются наиболее дешевым способом повышения их мощности и экономичности. Среди них наибольшую
экономичность имеют ПГУ по схеме со сбросом газов в КУ, которые более
подходят для технического перевооружения существующих ТЭС, так как при
этом сохраняется значительная часть парового оборудования, в результате
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
24
чего удельные затраты оказываются в 3-4 раза ниже, чем при строительстве
новой ПГУ (рисунке 1.8).
а)
б)
Рисунок 1.8 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с о сбросом газов в котел (а) и идеальные циклы в T-S-диаграмме (б): 1 - ГТУ; 2, 3 - отключающая арматура; 4 - резервный ДВ; 5 - котел; 6, 7' газо-водяной теплообменник высокого низкого давления; 8, 10 - подогреватель высокого и низкого
давления; 9 - ПТУ
ГТУ типов V94.2 и V64.3 (V64.3A) также могут эффективно использоваться в составе ГТУ-ТЭЦ, которые наиболее эффективны при постоянной в
течение года тепловой нагрузке (например, промышленное теплопотребление). Конструктивное исполнение ГТУ типов V94.2 и V64.3 представляет собой интерес при применении их в схемах ПГУ с внутрицикловой газификацией твердого топлива под высоким давлением с высоконапорным парогенератором (ВПГ).
Принципиальная схема ПГУ с ВПГ приведена на рисунке 1.9. Наличие у
данных типов ГТУ выносных камер сгорания дает возможность легче компоновать их с ВПГ, а также уменьшать часть затрат на изготовление дополнительной КС, используя в ее качестве штатную КС ГТУ. Схема с ВПГ обеспечивает снижение капитальных затрат на создание ПГУ на 20 % и экономию
топлива примерно на 8 % по сравнению с обычным котлом, что покрывает
затраты на более дорогостоящие ГТУ класса V94.2 и V64.3, а учитывая их
высокую надежность делает эти ПГУ еще более экономически и технически
эффективными.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
25
Состоявшаяся в марте 2001 г. покупка ЛМЗ лицензии на право производства и продажи достаточно надежных ГТУ среднего уровня экономичности типа ГТЭ-160 на базе V94.2 и ее поставки на энергообъекты России и Белоруссии будут способствовать развитию отечественного газотурбостроения.
а)
б)
Рисунок 1.9 - Принципиальная тепловая схема ПГУ с ВПГ (а) и идеальные циклы в T-S-диаграмме
(б): 1 - компрессор; 2 - ВПГ; 3 - ГТ; 4 - ПТУ; 5,6- газоводяные теплообменники высокого и низкого давления
Именно газотурбинные установки с газовыми турбинами ГТЭ-60, ГТЭ160, ГТЭ-180, ГТЭ-350 с паровым охлаждением должны вывести отечественное газотурбостроение на мировой уровень и обеспечить перспективные
потребности российской энергетики.
Две ГТЭ-160 планируется использовать при реконструкции Уфимской
ТЭЦ-5 в составе блока ПГУ-450. Для Закарпатской ТЭС ГТЭ-160 будет использована в составе одновального моноблока ПГУ-230 с паровой турбиной К80-7,0. КПД блока будет равен 51,2% (пример, см. таблицу №1.9).
Таблица №1.9 – Проект строительства ПГУ-450
Наименование проекта
Содержание проекта
Стоимость проекта
Потребность в иностранных инвестициях
Строительство парогазовой электростанции Зельвенской ГРЭС с четырьмя блоками ПГУ мощностью по 450 МВт
Строительство экспортоориентированной конденсационной электростанции с
установкой парогазового оборудования: 4*ПГУ 450, в состав каждой из которой
входит ГТЭ 160, энергетический котел и паровая турбина, мощностью 300 МВт.
1 122 000 тыс. долл.США
522000 тыс. долл. США
Срок окупаемости
7,6 года
Срок реализации
9 лет
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
26
2 Обзор патентных источников на тему комбинированные
парогазовые установки
По теме “Комбинированные парогазотурбинные установки” был произведен патентный поиск. Ниже приведены рефераты изобретений и патентов собранных в процессе патентного поиска.
Патент Россия № 2107826. Парогазовая установка с испарителем деаэратора
Сущность изобретения: в 1 варианте изобретения деаэратор 16 гидравлически связан по входу греющего пара с испарителем деаэратора /ИД /11. Согласно отличительным особенностям 1 варианта изобретение ИД 11 размещен
по ходу дымовых газов перед испарителем низкого давления (н.д.) 12, деаэратор 16 снабжен на выходе питательной воды гидравлической связью через регулирующий клапан /РК/ 19 с барабаном н.д. 6, а на выходе по пару - гидравлической связью через аварийно-перепускной клапан 20 с барабаном н.д. 6.
Согласно отличительным особенностям 2 варианта изобретения, ИД 11 размещен по ходу дымовых газов перед испарителем н.д. 12, деаэратор 16 снабжен
гидравлической связью по выходу питательной воды через РК 19 с барабаном
н.д. 6, а также сепаратором 22, гидравлически связанным по входу пара с ИД
11 по выходу питательной воды - через РК 23 с деаэратором 16, по выходу пара - через РК 24 с деаэратором и через аварийно-перепускной клапан 25 - с барабаном н.д. 6. В дополнение к отличительным признакам 1 или 2 варианта,
газовый подогреватель конденсата 13 снабжен промежуточным коллектором
20, гидравлически связанным через РК 21 с входом рециркуляционным насосом подогревателя 15.
Описание изобретения. В конденсационных ПГУ с высокотемпературными
газовыми турбинами (ГТ) максимальный электрический КПД достигается в
бинарном цикле, либо в цикле с небольшим дожиганием топлива за ГТ, с использованием КУ и паровых турбин двух и более давлений, причем для сни-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
27
жения концентрации кислорода и углекислого газа в питательной воде до требуемого уровня используют деаэраторы, в которых производится деаэрация
конденсата с подогревом конденсата в процессе деаэрации до температуры
насыщения на 10-40oC греющим паром, подаваемым в деаэратор из различных
источников.
Рисунок 2.1 - Схемы конденсационного блока ПГУ двух давлений
Недостатки схемы: - сложность конструкции хвостовой части котла, из-за
совмещения по газовому тракту хвостовых экономайзеров; - сложность конструкции ЦНД, имеющего два нерегулируемых отбора пара; - сложность системы регулирования дляобеспечения требуемых параметров теплоносителей
на входе в деаэратор; - снижение экономичности работы ПГУ: на номинальной
нагрузке – из-за расходования рабочего тела (пара) в деаэратор, на частичных
нагрузках, из-за дросселирования части пара в линию подачи пара из ЦНД в
деаэратор, в связи с чем пар поступает в деаэратор и в ЦНД через отбор пара
на деаэратор.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
28
Техническими результатами изобретения: - обеспечение максимума КПД
без повышения площади поверхности теплообмена КУ и повышение экономичности работы блока ПГУ на частичных нагрузках; - упрощение конструкции.
На рисунке а и б (рисунок 2.1) приведены схемы конденсационного блока
ПГУ двух давлений. Изображенная на фиг. 1 ПГУ содержит: ГТ 1 с ЭГ; двухцилиндровую ПТ 2 с ЭГ и конденсатором с конденсационным насосом 3; вертикальный КУ 4 двух давлений с барабанами в.д. и н.д. 5 и 6, содержащий последовательно размещенные по ходу газов в КУ пароперегреватель в.д. 7, испаритель в.д. 8, экономайзер в.д. 9, пароперегреватель н.д. 10, ИД 11, испаритель н.д. 12 и ГПК 13, выход которого по конденсату через РК 14 и РН ГПК 15
гидравлически связан с входом ГПК по конденсату; деаэратор 16 с подогревом
деаэрируемого конденсата, гидравлически связанным по входу конденсата с
выходом конденсата ГПК 13, по входу греющего пара - с ИД 11, по выходу питательной воды через РН 17 - с ИД 11 и через ПН 18 - с экономайзером в.д. 9.
Согласно отличительным особенностям изобретения по 1 варианту, ИД 11
размещен по ходу дымовых газов перед испарителем н.д. 12, деаэратором 16
снабжен на выходе питательной воды гидравлической связью через РК 19 с
барабаном н. д. 6, а на выходе по пару - гидравлической связью через аварийно-перепускной клапан 20 с барабаном н.д. 6.
Изображенная на рисунке 2.1 б ПГУ содержит: ГТ 1 с электрогенератором; двухцилиндровую ПТ 2 с электрогенератором и конденсатором с конденсационным насосом 3; вертикальный КУ 4 двух давлений с барабанами в.д. и
н.д. 5 и 6, содержащий последовательно размещенные по ходу газов в КУ пароперегреватель в.д. 7, испаритель в.д. 8, экономайзер в.д. 9, пароперегреватель н.д. 10, ИД 11, испаритель н.д. 12 и ГПК 13, выход которого по конденсату через РК 14 и РН ГПК 15 гидравлически связан с входом ГПК по конденсату; деаэратор 16 с подогревом деаэрируемого конденсата, гидравлически связанным по входу конденсата с выходом конденсата ГПК 13, по выходу пита-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
29
тельной воды через РН 17 - с ИД 11 и через питательный насос 18 - с экономайзером в.д. 9.
Второй вариант изобретения отличается от 1-го конструктивным исполнением деаэратора. В первом варианте деаэратор выполнен с возможностью
сброса избыточного греющего пара непосредственно из деаэратора через аварийно-перепускной клапан в барабан н.д. 6. Во втором варианте деаэратор
снабжен сепаратором, и аварийный сброс греющего пара в барабан н.д. через
аварийно-перепускной клапан осуществляется из сепаратора.
Патент Россия № 2193096. Способ работы газотурбинной установки
Способ работы ГТУ включает изобарное сжигание топлива с воздухом,
эжектирование газообразных продуктов сгорания водяным паром с получением парогазового рабочего тела, его расширение с совершением работы. Получение водяного пара производят из высоконапорной воды путем нагревания ее
теплом расширившегося рабочего тела. Далее осуществляют отделение сконденсировавшейся воды из охлажденного рабочего тела, получение высоконапорной воды путем нагнетания отделенной воды, сброс продуктов сгорания.
Выравнивают перед эжектированием температуры продуктов сгорания и водяного пара. Выбирают величины давлений продуктов сгорания и водяного пара,
обеспечивающие при эжектировании звуковой или сверхзвуковой режим истечения водяного пара. Нагнетают отделенную воду с давлением, необходимым
для получения водяного пара, температура которого равна температуре расширившегося рабочего тела.
Описание изобретения. Изобретение относится к газотурбинным установкам, которыми оснащаются электростанции, и может быть использовано в
нефтяной и газовой промышленности в компрессорах для транспорта природного газа по трубопроводам, на насосных станциях для перекачки нефти и других объектах, где требуются мощные и компактные приводы.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
30
Рисунок 2.2 - Схема газотурбинной установки
Недостатком способа является сжигание топлива в атмосфере водяного
пара. Процесс горения топлива в таких условиях требует повышенного содержания воздуха, необходимого для горения, и отличается нестабильностью, которая увеличивается с повышением количества подаваемого пара. В результате
чего, повышается расход энергии на сжатие воздуха и, как следствие, уменьшается полезная работа газотурбинной установки; получаемое парогазовое рабочее тело имеет пульсирующую температуру, что негативно сказывается на
работе турбины, существенно снижая эффективность ее работы и всей установки в целом.
Поддержание высокой температуры рабочего тела после турбины приводит к понижению степени его расширения в турбине и, как следствие, к
уменьшению производимой работы и падению эффективности (к.п.д.) установки в целом. Необходимость поддержания высокой температуры после турбины приводит также к повышению начальной температуры рабочего тела перед турбиной, что приводит к усиленному охлаждению ее рабочих поверхностей и корпуса, повышенному расходу топлива и уменьшению к.п.д. установки.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
31
Технической задачей настоящего изобретения является повышение коэффициента полезного действия газотурбинной установки. Эффективное повышение давления парогазового рабочего тела позволяет увеличить производимую турбиной работу и тем самым повысить к.п.д. газотурбинной установки.
Нагнетание отделенной от охлажденного расширенного рабочего тела воды с
давлением, необходимым для получения водяного пара, температура которого
равна температуре расширенного рабочего тела после турбины, позволяет создать максимально возможное давление водяного пара для процесса эжекции,
и повысить давление парогазового рабочего тела до его расширения в турбине,
и в конечном итоге повысить к.п.д. установки. Совокупность всех отличительных признаков позволяет повысить эффективный к.п.д. установки до величин
порядка 0,41-0,45.
На рисунке 2.2 представлена схема газотурбинной установки (предлагаемый способ). Установка состоит из турбины 1, компрессора 2 для сжатия воздуха, генератора электрического тока 3, нагнетателя топлива 4, водяного насоса 5, рекуператора 6, сепаратора 7, камеры сгорания 8, теплообменника 9,
эжектора 10.
Сжатое в нагнетателе 4 топливо и сжатый в компрессоре 2 воздух подают
в КС 8. В компрессоре 2 для сжатия воздуха используют часть энергии, полученной в турбине 1. В КС 8 осуществляют изобарное сжигание топлива. В
эжекторе 10 продукты сгорания эжектируют водяным паром с получением парогазового рабочего тела. В турбине 1 парогазовое рабочее тело расширяют с
совершением удельной работы. Водяной пар производят из высоконапорной
воды в рекуператоре 6 теплом расширившегося рабочего тела. Высоконапорную воду получают путем нагнетания насосом 5 воды, которую выделяют в
сепараторе 7 из охладившегося в рекуператоре 6 расширенного рабочего тела.
Выделенные сепаратором 7 продукты сгорания сбрасывают. Количество водяного пара, подаваемого в эжектор 10, поддерживают в пределах от 0,25 до 0,5
от массового расхода парогазового рабочего тела через турбину 1. Перед эжектированием в теплообменнике 9 выполняют теплообмен между продуктами
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
32
сгорания и водяным паром с целью выравнивания величин их температур. Подачу продуктов сгорания и водяного пара в эжектор 10 производят с давлениями, величины которых обеспечивают сверхзвуковой режим истечения пара в
эжекторе 10. Отделенную в сепараторе 7 от охлажденного расширившегося
рабочего тела воду нагнетают насосом 5 с давлением, необходимым для получения в рекуператоре 6 водяного пара, температура которого равна температуре расширившегося рабочего тела после турбины 1.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
33
3 Техническое описание проектируемых комбинированных
энергетических установок электростанции
3.1 Описание принципиальной тепловой схемы теплоэлектроцентрали на базе турбоустановки типа Т-110/120-130
Принципиальная тепловая схема турбоустановки – это структурная схема
оборудования пароводяного тракта, характеризующая процессы преобразования и использования теплоты. Принципиальные схемы турбоустановок включают структурную схему турбины, схемы конденсационного устройства (в части тракта рабочего тела), регенеративного подогрева воды, включения теплофикационной установки и некоторые другие.
Трубопроводы на принципиальной схеме указывают одной линией независимо от числа параллельных потоков; параллельно включённое однотипное
оборудование также изображают только один раз; при этом полностью отражают последовательно включённые элементы. Арматуру, входящую в состав
трубопроводов или установленную на самих агрегатах, на таких схемах не указывают, за исключением важнейшей.
Тепловая схема разрабатывается на основе планируемых электрических
и тепловых нагрузок с учетом выпускаемого промышленностью оборудования
и требований надежной и экономической работы электростанции.
На рис. 3.1. приведена схема блока мощностью 110 МВт с трехцилиндровой паровой турбиной Т-110/120-130. Турбина имеет два теплофикационных отбора из последних отсеков цилиндра среднего давления, где регулируемое давление может поддерживаться либо в верхнем, либо в нижнем отборе. Тип парогенератора: барабанный, БКЗ.
Трёхцилиндровая паровая теплофикационная турбина типа Т-110/120-130
с частотой вращения ротора 3000 об/мин и двумя отопительными отборами,
рассчитана на начальные параметры пара p0=12,75 МПа (130 ата) и t0=565oC
при давлении в конденсаторе pk=0,0034 МПа (0,035 ата).
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
34
Номинальная электрическая мощность – 105 МВт, максимальная – 120
МВт, номинальная тепловая нагрузка – 703 ГДж/ч.
Расход свежего пара на турбину при номинальной нагрузке и номинальном отопительном отборе составляет 460 т/ч (135 кг/с).
Свежий пар из парогенератора подаётся к стопорному клапану, оттуда поступает к регулирующим клапанам цилиндра высокого давления турбины,
ЦВД имеет двухвенечную регулирующую ступень и восемь ступеней давления. Из ЦВД пар поступает в цилиндр среднего давления. В ЦСД расположены 14 ступеней. После 21 ступени выполнен отбор пара на сетевой подогреватель второй ступени, из выхлопа ЦСД пар направляется в сетевой подогреватель первой ступени и по двум рессиверным трубам диаметром 1400 мм в
ЦНД.
Турбина имеет два отопительных отбора; верхний, давление которого регулируется от 0,06—0,25 МПа, и нижний с изменением давления в предела
0,03—0,2 МПа. Оба отбора обеспечивают ступенчатый подогрев сетевой воды
в последовательно включённых бойлерах.
Давление пара в отборах регулируется поворотной диафрагмой, расположенной после нижнего отбора (первая ступень ЦНД).
Турбина имеет семь отборов пара на подогрев питательной воды до 232 оС.
Верхний и нижний отопительные отборы совмещены с отборами на подогреватели ПСГ-2 и ПСГ-1.
В энергоблок Т-110/120-130 входит четыре подогревателя низкого давления: ПНД-1, ПНД-2, ПНД-3 и ПНД-4.
Система регенерации высокого давления предназначена для регенеративного подогрева питательной воды за счёт охлаждения и конденсации пара из
отборов турбины и тем самым повышения экономичности станции в целом.
Подогреватели высокого давления по принципу работы относятся к поверхностным. Питательная вода прокачивается по трубной системе, а греющий
пар омывает трубки (спирали) и конденсируется на их поверхности. Температура плёнки конденсата на трубках независимо от состояния пара (перегретый
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
35
или насыщенный) приблизительно равна температуре насыщения пара при соответствующем давлении в паровом пространстве подогревателя. При передаче тепла от пара к воде в поверхностных подогревателях температура подогреваемой воды всегда ниже температуры насыщения пара вследствие термического сопротивления стенки трубки и загрязнений на внутренней и наружной
её поверхности. Величина недогрева, т.е. разность температуры насыщения
греющего пара и температуры воды на выходе из подогревателя обычно 2-6
0
С. Недогрев воды в подогревателях определяет эффективность их работы.
В нижней части каждого конденсатора турбины размещена дополнитель-
ная поверхность охлаждения (около 15% основной поверхности), названная
встроенным теплофикационным пучком, использующим тепло отработавшего
пара для подогрева сетевой или подпиточной воды. Таким образом, в отопительный период подогрев сетевой воды может осуществляться по трёхступенчатой схеме. Использование тепла отработавшего пара турбины для подогрева
сетевой воды при теплофикационном режиме даёт возможность повысить экономичность теплофикационной установки.
В настоящей работе полагаем, что теплофикационный пучок конденсатора
отключен.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
36
Таблица №3.1 - Основные характеристики турбины Т-110/120-130
Характеристика
Мощность, МВт
- номинальная
- максимальная
Давление свежего пара (абс.), кгс/см2
Температура свежего пара, оС
Тепловая нагрузка, Гкал/ч
- номинальная (суммарно по обоим отборам)
- максимальная (при использовании тепла пара, поступающего в конденсаторы для подогрева сетевой или подпиточной воды)
Расход свежего пара, т/ч
- номинальный
- максимальный
- на конденсационном режиме при номинальной мощности
- на конденсационном режиме при максимальной мощности
Частота вращения ротора, об/мин
Номинальный расход охлаждающей воды, проходящей через конденсаторы,
м3/ч
Номинальная температура охлаждающей воды, на входе в конденсаторы, оС
Расчетное абсолютное давление в конденсаторе на конденсационном режиме
при номинальной мощности, ата (кгс/см2)
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Величина
110
120
130
565
160
168
460
360
3000
16000
20
0,0570,943
Лист
37
3.2 Техническое описание газотурбинной установки ГТЭ-160
Компания "Силовые машины" предлагает энергетическую газотурбинную
установку (ГТУ) мощностью 157 МВт ГТЭ-160, выпускаемую по лицензионному договору с фирмой Siemens на базе освоенного производства компонентов установки V94.2. СП "Интертурбо" учрежденное фирмой Siemens/KWU
и ЛМЗ, занимается на производственных площадях филиала ЛМЗ сборкой
энергетических ГТУ конструкции фирмы Siemens/KWU мощностью 150 МВт
из узлов и деталей, производимых как собственно фирмой Siemens/KWU, так
и изготавливаемых в цехах ЛМЗ. На сегодня производственная мощность СП
"Интертурбо" составляет восемь ГТУ V94.2 в год. Первые четыре агрегата
V.942 были собраны СП "Интертурбо" в 1993-1995 гг. В октябре 2001 г. на СП
"Интертурбо" изготовлена пятнадцатая ГТУ типа V94.2. Четыре агрегата
предназначены для Северо-Западной ТЭЦ Санкт-Петербурга, одна ГТУ отгружена в г. Дзержинск, остальные ГТУ отправлены на экспорт.
Выбор ГТУ V94.2 для производства в России не был случайным. Первая
ГТУ этого типа выпущена фирмой Siemens/KWU в 1981 г. К 1989 г, когда решался вопрос о выборе типа зарубежной ГТУ для производства в России, в
эксплуатации находились уже 28 агрегатов типа V94.2. В это время был выполнен сравнительный анализ мощных энергетических ГТУ ведущих зарубежных фирм: 13Е (ABB), V94.2 (Siemens) и MS9001E (General Electric) применительно к организации их производства с участием предприятий отечественного энергомашиностроения. При рассмотрении технических, производственных, научных и эксплуатационных аспектов без учета организационных, финансовых и социальных факторов, для совместного производства при выборе из ГТУ типа 13Е (ABB) и V94.2 (Siemens/KWU) предпочтение было отдано V94.2.
В качестве достоинств V94.2 отмечались следующее:
–
технико-производственные аспекты: меньшее число ступеней лопаточ-
ных аппаратов компрессора и турбины (в частности, меньшее число наиболее
трудоемких охлаждаемых лопаточных венцов); сварная конструкция корпуса
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
38
турбогруппы, также как и дисковая сборка (на хиртах и с центральной стяжкой), конструкция двухопорного ротора ГУ наиболее соответствуют традициям производства и технологическим возможностям ЛМЗ;
–
эксплуатационные аспекты: высокий КПД при работе в составе парога-
зовой установки (ПГУ); особенно высокие маневренные качества (минимальное время выхода на холостой ход); высокий уровень эксплуатационной
надежности и большой опыт эксплуатации ГТУ (в настоящее время более 120
ГТУ); большой общий ресурс горячих частей ГТУ, включая элементы камер
сгорания; в научно-техническом аспекте освоение производства V94.2 было
признано наиболее предпочтительным в плане развития отечественной технологической базы и ее использования для работ по перспективным ГТУ следующих поколений. Все сказанное остается актуальным и в настоящее время.
Существует проект модернизированной ГТУ V94.2 - типа V94.2A со
встроенными камерами сгорания и КПД=36,4%. Показатели этих ГТУ в
сравнении с новейшими зарубежными аналогами представлены в таблице
№3.2. Из таблицы видно, что с учетом дальнейшего развития ГТУ типа V94.2
имеют эксплуатационные качества, вполне обеспечивающие удовлетворение
потребностей отечественной энергетики. Технический уровень этой ГТУ достаточно высок, а несколько меньшая по сравнению с новейшими зарубежными ГТУ тепловая экономичность компенсируется примерно в 1,5 раза меньшей ценой (ГТУ V94.2 сборки СП "Интертурбо" дешевле такой же ГТУ производства фирмы Siemens/KWU).
ГТУ V94.2 имеют коэффициент вынужденных остановов (отношение
числа часов вынужденного простоя машины за год, включая все аварии во
время пуска, работы и останова, к располагаемому числу часов работы в году,
равному 8760) на уровне 1%. Для сравнения ГТУ General Electric, по данным
NERC и Программы анализа эксплуатационной надежности (ORAP), имеют в
настоящее время коэффициент вынужденных остановов также примерно 1%.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
39
Таблица №3.2 - Технический уровень ГТУ
СП "Интертурбо"
(ГТЭ-160, ЛМЗ)
Фирма
Тип ГТУ
Мощность ГТУ, МВт
КПД ГТУ, %
Расход воздуха перед компрессором, кг/с
Степень повышения давления в ГТУ
Температура газа за камерой сгорания, °С
Температура газа перед РЛ 1-й ступени
турбины
TRIT,
°Сза ГТУ, °С
Температура
газа
Число оборотов турбины, об/мин
Масса, т
Выбросы Nox, ppm
Тип ПГУ
Мощность ПГУ, МВт
КПД ПГУ(нетто), %
V94.2
157
34,4
504,0
11,1
1125
1070
537
3000
275
Не более 25
GUD1S.94.22
233,0
52,5
Siemens/
KWU
V94.2A
190,0
36,4
527,0
14,0
1400
1310
570
3000
320
GUD1S.94.2A2
288,0
56,5
ABB
13Е2
165,1
35,7
532,0
14,6
1190
1160
524
3000
330
КА13Е2-23
485,1
53,5
Компоновка
Газотурбинная
установка
состоит
из
следующих
отдель-
но транспортируемых сборочных единиц:

турбогруппа (компрессор и турбина);

две камеры сгорания;

маслобак с установленным на нём оборудованием;

входной патрубок компрессора;

выхлопной диффузор;

три стойки для трубопроводов.
Компоновочная схема ГТЭ-160 представлена на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 –Схема ГТЭ 160
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
40
Камеры сгорания
В ГТЭ-160 применены выносные камеры сгорания. Две камеры сгорания
расположены вертикально по обе стороны турбины и присоединены на фланцах к боковым патрубкам корпуса турбины. Каждая камера сгорания оборудуется восемью гибридными горелками. Внутренняя поверхность камеры сгорания облицована огнестойкими керамическими плитками. Принятое расположение камер сгорания обеспечивает удобство доступа ко всем узлам при ревизии и упрощает сборку и демонтаж. Применение гибридных горелок, в которых объединяются режимы диффузионного горения и предварительного
смешения, позволяет значительно снизить вредные выбросы окислов азота и
окиси углерода без использования впрыска воды или пара. По желанию заказчика может поставляться система экологического впрыска с целью дальнейшего снижения вредных выбросов. Выбросы СО и NOX в атмосферу при работе на природном газе не превышают 100 мг/нм3 и 50 мг/нм3 соответственно.
Схема форсунки для сжигания топлива в камере сгорания ГТЭ – 160 изображена на рисунке 3.3.
Рисунок 3.3 – Схема подачи воздуха, газа, топлива
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
41
Установка ГТЭ-160 изготавливается по русифицированной документации
V94.2 с максимальным использованием российских материалов. ГТЭ-160
предназначена для привода электрического генератора с частотой вращения
3000 об/мин при эксплуатации в пиковом или базовом режимах использования, как в составе парогазовой установки (ПГУ), так и автономно.
ГТЭ-160 приспособлена для работы на газообразном топливе, в первую
очередь на природном газе и на жидком топливе, как, например, лёгкий мазут.
Ротор
Двухопорный ротор турбокомпрессора состоит из дисков, несущих по
одному венцу лопаток, и трёх пустотелых валов, стянутых центральной стяжкой. Применение хиртового соединения валов и дисков гарантирует надёжную
центровку дисков и валов, обеспечивает их свободное расширение в радиальном направлении и передачу вращающего момента.
Турбина
Турбина осевая (рисунок 3.4), 4-х ступенчатая. Направляющие лопатки IIII ступеней и рабочие лопатки охлаждаются отбираемым от компрессора воздухом. Рабочие лопатки I-III ступени - литые, IV ступени - штампованные.
Направляющие и рабочие лопатки имеют защитные покрытия, их ресурс не
менее 25000 часов.
Рисунок 3.4 - Турбина ГТЭ-160
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
42
Компрессор
Компрессор осевой (рисунок 3.5), 16-ти ступенчатый. Лопатки входного
направляющего аппарата выполнены поворотными и могут регулировать массовый расход воздуха через компрессор, воздух используется также и для
уплотнения.
Рисунок 3.5 - Компрессор ГТЭ-160
Технические характеристики ГТЭ – 160
Основные параметры ГТЭ-160 представлены в таблицах 3.3.
Таблица №3.3 - Основные параметры ГТЭ-160
Параметр
Значение
Мощность на клеммах генератора, МВт
157
Температура газов перед турбиной, °С
1060
Температура газов на срезе выхлопного патрубка, °С
537
Расход газа на выходе из ГТУ, кг/с
509
КПД на клеммах генератора, %
34,4
Частота вращения вала, об/мин
3000
Содержание NOX в газе на выходе из ГТУ, без впрыска воды, мг/нм (ррm)
50 (25)
Потребное давление газа перед ГТУ, МПа
3,0
Масса в объеме поставки, т
295
Габариты L x B x H, м
18,1х12,5х7,5
3
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
43
4 Расчет эксплуатационных характеристик ГТУ ГТЭ-160
4.1 Термодинамический расчет ГТУ простого цикла.
4.1.1 Основные допущения
При выполнении термодинамического расчета определяются параметры
состояния рабочего тела по сечениям проточной части, удельная и абсолютная
мощности на выходном валу, а также показатели экономичности газотурбинной установки .
Термодинамический расчет ГТУ носит характер поверочного расчета, поскольку определяются основные показатели двигателя при заданной проточной
части его турбокомпрессора, проектировочные газодинамические расчеты выполняются для свободной силовой турбины, выпускного канала и дополнительных ступеней компрессора.
В общем случае термодинамический расчет может выполняться для различных режимов работы АГТУ. Здесь рассматривается методика [1] термодинамического расчета на номинальном режиме в стандартных стендовых условиях ( Н=0; РН = 1,013 105 Па = 1,013 бар; Тн* = 288 К). Расчет проводится с
использованием заторможенных параметров воздуха и газа.
При проведении расчета приняты следующие допущения:
- в каждом из рассматриваемых сечений газовоздушного тракта неравномерность и нестационарность параметров не учитывается,
- в расчете используются осредненные по сечению и по времени параметры;
- предполагается, что весь воздух для охлаждения турбины компрессора
отбирается за последней ступенью компрессора;
- в сечении за охлаждаемым каскадом турбины учитывается возврат охлаждающего воздуха в проточную часть с соответствующим снижением температуры газа без изменения полного давления;
- теплообмен с внешней средой через стенки корпусов элементов ГГУ отсутствует;
- наличие влаги воздуха в паровой, жидкой и твердой фазе не учитывается;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
44
- частоты вращения роторов турбокомпрессора принимаются с учетом данных базового ГТД на номинальном режиме;
- расчет с использованием заторможенных параметров обеспечивает необходимую точность результатов;
- изменение теплоемкости и показателей адиабаты рабочего тела, связанное с изменением его температуры в процессах сжатия и расширения, не учитывается, значения Ср и К принимаются постоянными для компрессора и турбины.
При
расчете
рабочего
процесса
в
компрессоре
принимается
Срв=1,005кДж/кг.*К, К =1,4.
При расчете процессов расширения газа в каскадах турбины и в выпускном канале в соответствии с рекомендациями [1] принимается осредненное
значение показателя адиабаты Кг = 1,33.
4.1.2 Исходные данные для термодинамического расчета
Параметры ГТУ на номинальном режиме:
- расход воздуха GВ  502,5 кг/с;
*
- степень повышения давления в компрессоре  К  11,1 ;
- температура газа перед турбиной Т Г*  1373 К;
- коэффициент восстановления полного давления:
во входном устройстве  ВХ  1 ;
в камере сгорания  КС  0,97 ;
- коэффициент полноты сгорания топлива в КС  Г  0,99 ;
- относительный расход воздуха на охлаждение G Охл  0,05 ;
- относительный расход воздуха на утечки G Ут  0,005 ;
- механический КПД  т  0,995 ;
- коэффициент скорости выпускного канала  С  0,8 .
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
45
4.1.3 Термодинамический расчет одновальной ГТУ
Расчет рабочего процесса в компрессоре
Температура воздуха перед компрессором
*
TВХ
 Tн =288,15К.
(4.1)
Полное давление воздуха перед компрессором
*
PВХ
 PН   ВХ  1,013  10 1  1  0,101325 МПа.
(4.2)
Работа компрессора
*
LК  i К*  i ВХ
 * kk1

  К  1
 11,10, 286  1 
k
*

  329,4кДж / кг. (4.3)

RT ВХ 

1
,
005

288
,
15


*
k 1
 0,87 
 К 


Приведенная работа компрессора
LК
 К* 0, 286  1 11,10, 286  1
К 


 1,139.
*
0,87
с р в Т ВХ
 К*
(4.4)
Температура воздуха за компрессором
*
TK*  TВХ
(1   )  288,15  (1  1,139)  616,2 К.
(4.5)
Полное давление воздуха за компрессором
*
PK*  PВХ
  k*  0,101325  0,87  1,1244 МПа.
(4.6)
Мощность, потребляемая компрессором
N K  GВ  L  502,5  329,4  165544,7 кВт.
(4.7)
Расчет рабочего процесса в камере сгорания
Полное давление газа перед турбиной
PГ*  PК   к .с.  1,1244  0,97  1,091МПа.
(4.8)
Относительный расход топлива
c pTГ*  c pTK*
GT .C
qT 

 0,01897,
GK .C Hu Г  nTГ*  nT0
(4.9)
где с рТ *  f (T * ) ,
То=293 К – стандартная температура определения Hu ( для природного газа Hu=50056 кДж/кг);
nTо=453 кДж/кг.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
46
Расход воздуха в камере сгорания
GK .C.  GВ (1  Gохл.  G ут )  502,5  (1  0,05  0,005)  474,86 кг.
(4.10)
Коэффициент избытка воздуха в камере сгорания

1
1

 3,1005 ,
qT  L0 0,01897  17
(4.11)
где Lо=17,0 кг/кг топл. – количество воздуха, необходимое для полного
сгорания 1 кг топлива.
Расход топлива в камере сгорания
GT  G K .C .  qT  474,86  0,01897  9,01 кг/с.
(4.12)
Часовой расход топлива
GT .ЧАС  GT  3600  9,01  3600  32433,5 кг/ч.
(4.13)
Расход газа на выходе из камеры сгорании
G Г  GВ  G Г  GВ (1  Gохл  G ут )  (1  qT )  GК .С. (1  qT )  474,86  (1  0,01897)  484 кг/с. (4.14)
Расчет рабочего процесса в турбине
Параметр приведенного расхода газа турбины
AГТК 
G Г  Т Г*
Р

*
Г
484  1373
 0,0164 .
1,091
(4.15)
Полное давление газа за турбиной
PT*  РН   С  0,1038 МПа.
(4.16)
Степень понижения давления в турбине
 
*
T
РГ*
Р
*
Т

1,0907
 10,504 .
0,1038
(4.17)
Работа турбины




kГ
1
1

*
*
*
*  1,157 1373  1 
LT  iГ  iT 
RГTГ 1 
  0,92  648,8 кДж/кг. (4.18)
Т
0
,
25

kГ  1
10
,
504
* kГ  1 


 T

k
Г 

Мощность турбины
NТ  GГ  LТ  484  648,8  313953,5 кВт.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(4.19)
Лист
47
Расход газа за турбиной
GС  G Г  G B  GОХЛ  484  502,5  0,05  509 кг/с.
(4.20)
Температура газа турбиной


k


R
GОХЛ G B
L
G
*
*
*


k

1
Т
Г
ТГ  ТГ 

Т ОХЛ


 GС
kГ
kГ
GC
RГ 
RГ

kГ 1
kГ 1


648,8  484 1,005
0,05  502,5

 1373 

 616,2 
 800,7 K .

1,157  509 1,157
509

(4.21)
Расчет рабочего процесса в выходном тракте
Изоэнтропическая приведенная скорость потока на выходе из выпускного
канала
С . АД 


кГ 1

1 
2,33 
1
1



1


  0,2083 .

к

1
0
,
25
к Г  1   кГ 
0,33  1,025 
С Г 

(4.22)
Приведенная скорость потока на выходе из выпускного канала
С   С  С АД  0,2083  0,8  0,16667 .
(4.23)
Скорость истечения газа на выходе из ГТУ
CC  18,15  С Т Т*  18,15  0,16667  800,7  85,6 м/с.
(4.24)
Площадь струи в выходном сечении
Fc 
Gc  TT*
m  P *  10 6   c  q(c )
 13,56 м2.
(4.25)
Расчет основных данных ГТУ
Мощность на выходном валу
Ne  N T   m  N K  313953,5  0,995  165544,7  146839,0 кВт.
(4.26)
Удельная мощность
NeУД 
Изм.
Лист
№ докум.
Ne 146839,0

 292,22 кВт/кг*с.
GB
502,5
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(4.27)
Лист
48
Удельный расход топлива
Сe 
GT Ч
32433,5

 0,2209 кг.топл/кВт*час.
Ne 146839,0
(4.28)
Эффективный КПД
e 
3600
3600

 0,33 .
Нu   Г  Ce 50056  0,99  0,2209
(4.29)
Удельный расход тепла
QУД 
3600
e

3600
 10945,69 кДж/кВт*час.
0,33
(4.30)
Коэффициент полезной работы

Ne 146839,0

 0,4677 .
N T 313953,5
(4.31)
4.2 Расчет эксплуатационных характеристик
4.2.1 Расчет дроссельных характеристик
Основные принципы расчета
Дроссельные характеристики - это зависимости основных параметров
ГТУ (эффективной мощности, эффективного КПД, удельного расхода топлива и т.д.) от регулирующих факторов при неизменных внешних условиях. Для одновальной ГТУ дроссельные характеристики строятся с учетом
следующих
 K*   K
*

*
K РАСЧ
особенностей;
задается
ряд
значений
 К*  0,85  1,05 , и по зависимостям на рисунке 4.2.1 находятся
соответствующие приведенные величины Gв
пр
, ηк *, которые служат ис-
ходными данными в последующем термодинамическом расчете. Расчет
дроссельных характеристик ГТУ производится для стандартных атмосферных условий ( Т н
= 288,15 К, Р н = 1,013 10 5 Па= 1,013 10 - 1 МПа
= 1,013 бар).
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
49
Рисунок 4.2.1 - Зависимость  K* , GВ ПР  f ( R* ) при n ПР  1,0
Основные показатели сведены в таблицу 4.2.1, по полученным результатам построены дроссельные характеристики (рис. 4.2.2-4.2.5).
Таблица № 4.2.1- Основные параметры ГТЭ-160 по результатам расчета
дроссельных характеристик
показатели
Изм.
Лист
 К*
0,85
0,9
0,95
1
1,05
Ne, МВт
Nуд, кВт/(кг/с)
58,0
114,5
85,2
168,3
115,2
228,3
146,8
292,2
184,7
369,7
e
0,25
0,28
0,30
0,33
0,32
Тг, К
Тт, К
Се
1021,3
622,75
0,29
1145,6
687,08
0,258
1278,9
755,45
0,24
1373
800,71
0,221
1580,4
908,48
0,224
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
50
Ne, МВт
Ne=f(Пк)
200,0
180,0
160,0
140,0
120,0
100,0
80,0
60,0
40,0
20,0
0,0
0,8
0,85
0,9
0,95
1
1,05
1,1
Пк отн
Рисунок 4.2.2 – Зависимость N е  f ( K* ) при САУ и n ПР  1,0
кпд
КПД
0,34
0,32
0,30
0,28
0,26
0,24
0,22
0,20
0,8
0,9
1
1,1
Пк отн
Рисунок 4.2.3 – Зависимость е  f ( K* ) при САУ и n ПР  1,0
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
51
Тт=f(Пк) и Тг=f(Пк)
1800
1600
Т, К
1400
1200
T*т
T*г
1000
800
600
400
0,8
0,9
1
1,1
Пк отн
Рисунок 4.2.4 – Зависимость Т Г  f ( K* ) и Т Т  f ( K* ) при САУ и n ПР  1,0
Се,кг.топл/кВт ч
Cе=f(Пк)
0,30
0,29
0,28
0,27
0,26
0,25
0,24
0,23
0,22
0,21
0,20
0,8
0,9
1
1,1
Пк отн
Рисунок 4.2.5 – Зависимость Се  f ( K* ) при САУ и n ПР  1,0
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
52
4.2.2 Расчет климатических характеристик
Климатические характеристики - это зависимость основных параметров ГТУ от параметров атмосферного воздуха при работе двигателя на
режиме, соответствующем заданной программе регулирования. В первую
очередь здесь обычно интересует зависимость основных параметров ГТУ
от температуры атмосферного воздуха, поскольку она является наиболее
сильно влияющим фактором.
Основными определяющими условиями при расчете характеристик
являются следующие: соблюдение уравнений неразрывности по сечениям
газовоздушного тракта и выполнение баланса мощностей в турбокомпрессоре. При расчете климатических характеристик используются положения
теории газодинамического подобия.
Расчет климатических характеристик ГТЭ-160 выполнен на ЭВМ для диа0
пазона изменения температуры окружающей среды tн  45 ...  45 C , с шагом
30оС при Тг*=const.
Основные показатели сведены в таблицу №4.2.1 , по полученным результатам построены климатические характеристики рисунок 4.2.6-4.2.10.
Таблица № 4.2.2 - Основные параметры ГТЭ-160 по результатам расчета
климатических характеристик
TH , К
показатели
228
Изм.
Лист
258
318
146839,0
107203,5
Ne,кВт
234466,0
Nуд, кВт/кг/с
365,80
327,58
292,22
256,78
Се
0,1982
0,2090
0,2209
0,2426
ηe
0,37
0,35
0,33
0,30
Тт, К
770,59
786,20
800,71
833,16
№ докум.
Подпись Дата
186259,7
288
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
53
Таблица №4.2.3
tн (С)
-45
-15
15
45
Тн (К)
228,15
258,15
288,15
318,15
n пр.
3371,478
3169,527
3000
2855,056
15
14
Тн=228,15К
13
Тн=258,15К
Пк
12
11
Тн=288,15
10
Тн=318,15К
9
Линия
раб.режимов
8
7
400
450
500
550
600
650
700
Gв, кг/с
Рисунок 4.2.6 – Характеристика компрессора
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
54
Ne=f(T н)
255000,0
Ne, кВт
205000,0
155000,0
105000,0
55000,0
5000,0
200
220
240
260
280
300
320
340
Тн, К
Рисунок 4.2.7 - Зависимость N e  f (TH ) при Тг=1373К
Се=f(Tн)
0,25000
0,24000
Се
0,23000
0,22000
0,21000
0,20000
0,19000
0,18000
200
220
240
260
280
300
320
340
Тн,К
Рисунок 4.2.8 - Зависимость Се  f (TH ) при Тг=1373К
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
55
0,38
0,36
КПД
0,34
0,32
0,30
0,28
0,26
200
220
240
260
280
300
320
340
Тн,К
Рисунок 4.2.9 - Зависимость е  f (TH ) при Тг=1373К
Тт=f(Тн)
840
Тт,К
820
800
780
760
200
220
240
260
280
300
320
340
Тн,К
Рисунок 4.2.10 - Зависимость ТТ  f (TH ) при Тг=1373К
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
56
5 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КПГУ С УТИЛИЗАЦИЕЙ ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ ГТУ ГТЭ-160 В ТОПКУ КОТЛА С ДОЖИГАНИЕМ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ТОПЛИВА
5.1 Принципиальная схема ПГУ
В данной работе рассчитывается тепловая схема комбинированной энергетической парогазовой установки с котлом-утилизатором с дожиганием.
Принципиальная схема ЭУ представлена на рисунке 5.1.
Рисунок 5.1 – Принципиальная схема ПГУ
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
57
Генерация пара в установках с КУ обеспечивается за счет отходящей теплоты газовой турбины в котлах-утилизаторах. Дожигание топлива в котле,
необходимо для повышения температуры газа, отходящего от газовой турбины. Малое количество теплоты топлива, подведенное к пару, не изменяет
свойств такой установки, в том числе бинарности.
Дожигание дополнительного топлива осуществляется в камере дожигания, расположенной между газовой турбиной и котлом-утилизатором. Повышение температуры газа на входе в КУ позволяет повысить температуру перегрева пара и его давление, что положительно сказывается на термической эффективности ГПУ.
Котел-утилизатор состоит из пароперегревателя, испарителя и экономайзера.
После котла-утилизатора установлен газоводяной подогреватель сетевой
воды, в котором используется теплота уходящих газов.
5.2 Расчет парового контура комбинированной энергетической установки.
Расчет тепловой схемы производится исходя из заданного расхода пара на
турбину [4], согласованного с газовым контуром (D0=135,1 кг/с).
Определение давления пара в отборах турбины
1.Принимаем недогрев сетевой воды в подогревателях:
- нижний сетевой подогреватель:  ПСГ 1  3,5С ;
- верхний сетевой подогреватель:  ПСГ  2  3,7С .
2.Определяем из температурного графика сетевой воды (рис.5.2.1.)
температуру воды за верхним сетевым подогревателям.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
58
Зависимость температуры сетевой воды от
температуры наружного воздуха
160
150
140
130
120
110
100
tсв, °С
90
80
70
60
ОС
ВС
+ПВК
50
40
30
20
10
0
25
20
15
10
5
0
-5
-10
-15
-20
-25
-30
-35
tн, °С
Рисунок 5.2.1 – Температурный график сетевой воды
- нижний сетевой подогреватель: t ПСГ 1  50 С ;
- верхний сетевой подогреватель: t ПСГ 2  74 С .
3. Рассчитываем температуру насыщения конденсата греющего пара в сетевых подогревателях НС и ВС:
- нижний сетевой подогреватель:
Н
t ПСГ
 t ПСГ 1   ПСГ 1 ,
1
Н
t ПСГ
1  50  3,5  53,5 С .
- верхний сетевой подогреватель:
Н
t ПСГ
 t ПСГ 2   ПСГ 2 ,
2
Н
t ПСГ
 2  74  3,7  77,7 С .
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
59
4. По таблицам насыщения для воды и водяного пара [1] по температуре
насыщения находим давление насыщенного пара в ПСГ-1 и ПСГ-2:
/
- нижний сетевой подогреватель: Р 5  0,01467 МПа ;
- верхний сетевой подогреватель: Р4/  0,0432 МПа .
5. С учётом потерь давления по трубопроводам, определяем давление пара
в отборе:
- нижний сетевой подогреватель: Р5  0,0154 МПа ;
- верхний сетевой подогреватель: Р4  0,04576 МПа .
6. По значению давления пара (Р4) в теплофикационном отборе №4 турбины уточняем давление пара в нерегулируемых отборах турбины между нерегулируемым отбором №1 (ЧВД) и регулируемым теплофикационным отбором №4 (по уравнению Флюгеля - Стодолы).
2
 D
  Pх20  P402  P42 ,
Рх  
 D0 


(5.1)
где : D0 , D, Р60, Р6 – расход и давление пара в отборе турбины на номинальном и рассчитываемом режиме, соответственно.
2
D 
2
2
2
Р3  
  P30  P40   P4 ,
D
 0


Р3  0,99 2  0,264 2  0,04576 2  0,04576 2  0,2639 МПа .
2
D 
2
2
2
Р2  
  P20  P30   P3 ,
 D0 


Р2  0,99 2  0,5132  0,264 2  0,2639 2  0,5127 МПа .
2
D 
2
2
2
Р1  
  P10  P20   P2 ,
 D0 


Р1  0,99 2  1,085 2  0,5132  0,5127 2  1,0847 МПа .
Параметры пара и воды турбоустановки представлены в таблице 5.2.1.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
60
Таблица № 5.2.1 - Параметры пара и воды турбоустановки
№
0
1
Д
2
3
4
5
К
h,
Р, Мпа кДж/кг
12,75
3447,3
3,3
3117,5
2,12
3032,4
1,085
2902,5
1,085
2902,5
0,513
2775,9
0,264 2658,99
0,0458 2435,8
0,0154 2319,2
0,0034 2319,2
t, ºС Р', Мпа
540
350
3,1
390
1,96
237
1,02
237 0,588
167
0,45
128 0,246
0,0432
0,0147
26,3
-
hн,
hв,
τ,
q,
tн, ºС кДж/кг θ tв, ºС кДж/кг кДж/кг кДж/кг
234
211,3
181
158,1
150
128
77,7
53,3
26,3
1009
904,3
766,5
667,2
632,3
537
325,3
225,94
110,6
2 232
2 209,3
2 179
158,1
2 148
2 126
2 75,7
2 51,3
26,3
999,8
894,6
757,5
667,2
623,6
528,5
316,9
214,8
110,6
105,3
137,1
90,3
43,6
95,1
211,6
102,1
104,2
-
2108,5
2128,1
2136
2235,3
2143,6
2122
2110,5
2093,3
2208,6
Здесь р, t, h – давление, температура и энтальпия пара по сечениям проточной части турбины;
р – давление пара перед подогревателями;
tH , hH =f(р) – температура и энтальпия конденсата греющего пара при
насыщении;
П – недогрев питательной воды в теплообменниках, на выходе из встроенного
пароохладителя;
рВ, tВ = tH – , hВ =f(tП) – давление, температура и энтальпия питательной воды
после регенеративных подогревателей;
Пi = hВ(i)  hВ(i 1)  – подогрев питательной воды в ступени регенерации (в подогревателе);
qП = h  hH  – теплота, отдаваемая греющим паром в ступень регенерации
Процесс работы пара турбоустановки в h, S-диаграмме представлен на
рис.5.2.2.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
61
Рисунок 5.2.2 – Процесс работы пара в турбине
5.3Тепловые балансы подогревателей
Сетевая подогревательная (бойлерная) установка.
Параметры пара и воды сетевой подогревательной установки сведены в
таблицу 5.3.1.
Определение параметров установки выполняется в следующем порядке:
1) Расход сетевой воды для рассчитываемого режима
G СВ 
QТ
,
hПСГ - 2  hОС
(5.2)
где hпсг2 – энтальпия воды за верхним сетевым подогревателем,
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
62
hос – энтальпия обратной сетевой воды.
GСВ 
68  103
кг
 416,8 .
309,78  209,34
с
Таблица № 5.3.1 - Параметры пара и воды в сетевой подогревательной установке
при tнар= 15oС
Нижний подогре- Верхний подователь
греватель
Показатель
Греющий пар
Давление в отборе Р, Мпа
Давление в подогревателе Р', Мпа
Отдаваемое тепло qнс, qвс, кДж/кг
Конденсат греющего пара
Температура насыщения tн, ºС
Энтальпия при насыщении h', кДж/кг
Сетевая вода
Недогрев в подогревателе θ, ºС
Температура на входе, ºС
Энтальпия на входе, кДж/кг
Температура на выходе, ºС
Энтальпия на выходе, кДж/кг
Подогрев в подогревателе, кДж/кг
0,0154
0,01467
2093,26
0,04576
0,0432
2110,5
53,3
225,94
77,7
325,3
3,5
35
146,64
50
209,34
62,7
3,7
50
209,34
74
309,78
100,44
2)Тепловой баланс верхнего сетевого подогревателя
Рисунок 5.3.1 – ПСГ 2
Уравнение теплового баланса ПСГ 2 (рис. 5.3.1) имеет вид:


GСВ hПСГ 2  hПСГ1  /  ПСГ 2  DПСГ 2 hП 4  h Др ПСГ 2 ,
(5.3)
где температура и энтальпия дренажа на выходе из ПСГ 2:
t Др ПСГ 2  t ПСГ1  6 о  50  6  56 о С ,
hДр ПСГ2=234,42 кДж/кг.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
63
Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель
DПСГ 2 
GСВ hПСГ 2  hПСГ 1 
,
 ПСГ 2 hП 4  h Др ПСГ 2


где ηпсг2 – КПД верхнего сетевого подогревателя (0,995).
Доля отбора на верхний сетевой подогреватель αпсг2=0,1415.
DПСГ 2 
416,8  (309,78  209,34)
 19,1 кг / с
0,995  (2435,8  234,42)
3)Тепловой баланс нижнего сетевого подогревателя
Рисунок 5.3.2 – ПСГ 1
Уравнение теплового баланса ПСГ1 (рис. 5.3.2) имеет вид:


GСВ hПСГ1  hОС  /ПСГ1  DПСГ1 hП 5  hДр ПСГ1 ,
(5.4)
где температура и энтальпия дренажа на выходе из ПСГ 1:
t Др ПСГ 1  t ОС  6 о  35  6  41о С ,
hДр ПСГ2=129,93 кДж/кг.
Расход греющего пара на нижний сетевой подогреватель
DПСГ 1 
GСВ hПСГ 1  hОС 
,
 ПСГ 1 hП 1  h Др ПСГ 1


где ηпсг1 – КПД верхнего сетевого подогревателя (0,995).
Доля отбора на верхний сетевой подогреватель αпсг1=0,0888.
DПСГ 1 
Изм.
Лист
416,8  (209,34  146,64)
 12,0 кг / с.
0,995  (2319,2  129,93)
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
64
Деаэратор питательной воды
Д – 6 ата
Рисунок 5.3.3 – ДПВ 6-ата
При давлении в деаэраторе ДПВ 0,589…0,6 МПа, высоте его установки
НПН = 20 м и нормативной величине сопротивления тракта всасывания ΔРВС =
0,0098 МПа:
РВС = РДПВ 
Н ПН
20
 РВС  0,6 
 0,0098  0,786МПа ,
102
102
vПН – удельный объем воды в насосе, м3/кг, обычно определяется при
СР
средней температуре воды в насосе tПН = 160оС и среднем давлении Р ПН
, при
Р0 = 12,75 МПа:
СР
РПН

РНАГН  РВC 18,15  0,786

 9,468 МПа ,
2
2
по таблицам находим vПН = 0,0010969 м3 / кг.
ПН  0,78  0,82  КПД питательных насосов (произведение гидравлического и объемного КПД).
Таким образом, для рассматриваемого случая:
hПН 
Р 103  v ПН
 ПН

17,364 103  0,0010969
кДж
 24,655
,
0,8
кг
t ПН  5,72 о С .
Повышение энтальпии воды в конденсатных и дренажных насосах можно не учитывать.
Уравнение теплового баланса ДПВ (рис. 5.3.3) имеет вид :
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
65

Д
hП 5   К hВ 4  /  Д   ПВ h ,
(5.5)
Поток конденсата после группы ПНД
 К   ПВ   Д  1,025   Д .
Расход греющего пара на ДПВ:
Д 
Д 
 ПВ h   Д   ПВ hВ 4
hП 1  hВ 4
,
1,025  667,2  0,995  1,025  623,6
 0,01918 .
2902,2  623,6
Поток конденсата на входе в деаэратор:
 К  1,025   Д  1,025  0,01918  1,006.
Регенеративные подогреватели низкого давления и смесители
ПНД 4
Рисунок 5.3.4 - ПНД 4
Уравнение теплового баланса ПНД 4 (рис. 5.3.4) имеет вид :


 К hВ 4  hВ3  /  ПНД 4   П 2 hП 2  h Др 4 ,
(5.6)
где ηпнд 4 – КПД регенеративного подогревателя низкого давления № 4.
Температура и энтальпия дренажа на выходе из ПНД 4:
t Др 4  t В 3  6о  125,8о  6о  131,8о С ,
hДр4=554,06 кДж/кг.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
66
Расход греющего пара на ПНД 4:
 П2 
 К  hВ 4  hВ 3 
,
 П1 hП 2  h Др 4 
П2 
1,006  (623,6  528,5)
 0,04327 .
0,995  (2775,9  554,06)
СМ 2
Рисунок 5.3.5 – Смеситель 2.
Уравнение теплового баланса смесителя СМ2 (рис.5.3.5) имеет вид:
 ОК 2 hВ 2   ПСГ 2 h / Др ПСГ 2   К hСМ 2 .
(5.7)
Поток воды на входе в смеситель
 ОК 2   К   Др ПСГ 2  1,006  0,1415  0,86435 .
Энтальпия смеси на выходе из СМ2:
hСМ 2 
hСМ 2 
/
 ПСГ 2 h Др
  ОК 2 hВ 2
ПСГ 2
К
,
0,1415  129,93  0,86435  316,9
 305,3 кДж / кг.
1,006
ПНД 3
Рисунок 5.3.6 – ПНД 3
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
67
Уравнение теплового баланса ПНД 3 (рис.5.3.6) имеет вид:




 К hВ3  hСМ 2  /  ПНД 3   П 3 hП 3  h Др 3   П 2 h Др 4  h Др 3 ,
(5.8)
где ηпнд 3 – КПД регенеративного подогревателя низкого давления № 3.
Температура и энтальпия дренажа на выходе из ПНД 3:
t Др 3  t В  6 о  75,7  6  81,7 о С ,
hДр3=340 кДж/кг.
Расход греющего пара на ПНД 3:

 К  hВ 3  hСМ 2  /  ПНД 3   П 2  h Др 4  hДр 3
 П3 
h
П3
 П3 
 h Др 3 
,
1,006  (528,5  305,3) / 0,995  0,0372  (554,06  340)
 0,0933 .
(2658,99  340)
ПНД 2
Рисунок 5.3.7 - ПНД 2
Уравнение теплового баланса ПНД 2 (рис.5.3.7) имеет вид:




 ОК 2 hВ 2  hСМ 1  /  ПНД 2   П 4 hП 4  h Др 2   П 2   П 3  h Др 3  h Др 2 ,
(5.9)
где ηпнд 2 – КПД регенеративного подогревателя низкого давления № 2.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
68
СМ 1
Рисунок 5.3.8 – Смеситель 1
Уравнение теплового баланса смесителя СМ1 (рис.5.3.8) имеет вид:
 ОК1 hВ1   ПСГ 1 h ПСГ 1  ( П 1   П 2   П 3   П 4 )h Др 1   ОК 2 hCМ 1 ,
(5.10)
Поток воды после смесителя
 ОК 2   ОК 1  ( П 4   П 3   П 2   П 1 )   ПСГ 1 .
ПНД 1
Рисунок 5.3.9 - ПНД 1
Уравнение теплового баланса ПНД 1 (рис.5.3.9) имеет вид:




 ОК1 hВ1  hН  /  ПНД1   П1 hП1  h Др 1   П 4   П 3   П 2  h Др 2  h Др 1 , (5.11)
где ηпнд 1 – КПД регенеративного подогревателя низкого давления № 1,
Поток воды из конденсатора
 ОК1  1  ( П 5   П 4   Д   П 3   ПСГ 2   ПСГ 1   П 2 )   ДВ ,
где αдв – расход добавочной воды (αдв=αпр+αут=0,01+0,015 =0,025).
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
69
Решая совместно уравнения теплового баланса ПНД2, СМ1 и ПНД 1 получим:
 ОК1  0,5666;
 П1  0,0285;
 П 2  0,0376;
hCМ 1  185,44 кДж / кг ;
h Др 2  120,0 кДж / кг .
Конденсатор
Рисунок 5.3.10 - Конденсатор
Уравнение материального баланса конденсатора:

ОК 1 ( П )
  КП   ДВ .
(5.12)
5.4 Контроль материального баланса
 ОК1( П )   ОК1 .
(5.13)
Доля потока конденсата из конденсатора со стороны регенеративной
системы αок1 определена после расчета ПНД.
Пропуск пара в конденсатор:

 КП   0   j  1  0,45207  0,54793 ,
1
где
z

j
- доля регенеративных отборов пара из турбины.
1
 ОК1( П )  0,054793  0,025  0,57293 .
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
70
Погрешность по балансу пара и конденсата

ОК1  1 

 ОК1( П ) 
 0,5729 
  100%  1 
  100%  1,01% .
 ОК1 
 0,5666 
5.5 Паровой баланс парового контура
Расходы пара на регенеративные подогреватели и сетевую подогревательную установку представлены в таблице 5.5.1.
Таблица № 5.5.1 – Доли отборов пара из турбины
№ отбора
1
2
3
4
5
Обозначение
1   Д
2  П4
3   П3
 4   П 2   ПСГ 2
 5   П 1   ПСГ 1
Доля отбора
0,01918
0,04327
0,09330
0,17905
0,11727
Расход, кг/с
2,591
5,846
12,605
24,190
15,844
Суммарный расход пара по всем отборам
7
D
i 1
i
 2,591  5,846  12,605  24,190  15,844  61,074 кг / с.
5.6 Расчет газового контура комбинированной энергетической установки
5.6.1 Расчет камеры дожигания
Температура продуктов сгорания после камеры дожигания должна превышать температуру свежего пара, и может быть определена по формуле:
Т КД  Т Пе   ,
(5.14)
где ТПе - температура свежего пара;
 - температурный напор на горячем конце пароперегревателя, в соответ-
ствии с рекомендацией принимается в интервале 20…50 оС;
ТКД =(540+273,15)+29,3=842,45 К.
Температура газов после ГТ
Температура ух. газов после КД
Температура газов на выходе в атмосферу
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
800,71
842,45
368,15
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
К
К
К
Лист
71
Расход топлива в КД, необходимый для генерации пара требуемой температуры, можно определить по формуле:
GТ .КД 
( GТ .КС ( 1   КС L0 )  GОХЛ )  ( Cр Г  Т КД  Ср Г  Т Т )
 КД  Ни  Cр Г  Т КД
,
(5.15)
где GТ.КС - расход топлива в камеру сгорания ГТУ;
 КС - коэффициент избытка воздуха в камере сгорания ГТУ;
L0 - стехиометрический коэффициент для природного газа;
GОХЛ - расход воздуха подаваемого на охлаждение газовой турбины ГТУ;
ТКД - требуемая температура после КД;
ТГ - температура газов после газовой турбины ГТУ;
Hu - теплотворная способность топлива;
 КД - коэффициент полноты сгорания топлива в КД;
СрГ – теплоемкость продуктов сгорания.
GТ . КД 
(9,01  (1  3,1  17)  25,1)  (1,16  842,62  1,16  800,7)
 0,51кг / с .
0,99  50056  1,16  842,62
Коэффициента избытка воздуха в КД
 КД 
GТ .КС ( 1   КС  L0 )  GОХЛ
,
GТ .КС  ( 1  L0 )
GТ .КД ( L0 
)
GТ .КД
 КД 
(5.16)
9,01  (1  3,1  17)  25,1
 2,98 .
9,01  (1  17)
0,51  (17 
)
0,51
Расход продуктов сгорания после КД (на входе в КУ) определяется по
формуле:
G КД  GС  GТ.КД ,
(5.17)
где GС - расход продуктов сгорания за турбиной ГТУ.
GКД  509  0,51  509,51кг / с .
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
72
5.6.2 Расчет котла-утилизатора
Рисунок 5.6.1- t,q- диаграмма
Энтальпия перегретого пара: hп=3447,3 кДж/кг
Энтальпия пара при насыщении в точке b: h/=1521,15кДж/кг.
Количество теплоты, подведенное для парообразования и пароперегрева
qписп-пер= hп- h/,
(5.18)
qписп-пер =3447,3-1521,15=1926,15 кДж/кг.
Энтальпия питательной воды hПВ=158,1 кДж/кг.
Количество теплоты, подведенное к воде (до кипения) в экономайзерной
части котла
qпэкон= h/- hПВ,
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(5.19)
Лист
73
qпэкон =1521,15-158,1=1363,07 кДж/кг.
Температура начала кипения t/=330,2оС.
Температура в точке m: tm= t/+Δtm=330,2+10=340,2 оС.
Относительный расход утилизируемых продуктов сгорания после ГТУ
GГ 
П
qисп
 пер
hп  h

/
,
(5.20)
c рг (t ух. г  t m )
3447 ,3  1521,15
GГ 
 7,5 .
1,12  (569,3  340,2)
Уравнение теплового баланса для испарительно-подогревательной части
q утил
КУ имеет вид:
G ух . г  с рг (t ух . г  t т )   КУ  D0 (hп  h / ),
где ηКУ – КПД котла-утилизатора.
(3.21)
Расход уходящих газов:
D0 (hп  h / )
G ух .г 
,
c pг (t ух.г  t т )
135,1(3447 ,3  1521,15)
G ух.г 
 1019,2 кг / с.
1,12  (569,3  340,2)
Уравнение теплового баланса для экономайзерной части КУ имеет вид:
G ух. г  с рг (t т  t вых. г )   КУ  D0 (h /  hПВ ),
(3.22)
где ηКУ – КПД котла-утилизатора.
Температура газов на выходе из КУ:
t вых.г
tвых.г  340,2 
D0 (h /  hПВ )
 tm 
,
G ух.г  с рг  КУ
135,1(1521,15  667,2)
 238,6 0С.
1019,2  1,12  0,995
Тепловая нагрузка КУ:
QКУ  D0  hКУ  hПВ , МВт
(3.23)
QКУ  135,1  3450  667 ,2   375,96 МВт.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
74
5.6.3 Расчет газоводяного подогревателя сетевой воды
300
238,6
t, С
tг
95
tв
74
35
0
Q, ГДж /ч
Рисунок 5.6.2 – ГВП сетевой воды
Уравнение теплового баланса ГВП сетевой воды (рис. 6.6.2) имеет вид:
Gух.г  с рг (tвых.г  t / вых.г ) ГВП  GВ  cв (t пр  tос ),
(3.24)
где ηГВП – КПД газоводяного подогревателя.
Расход сетевой воды через ГВП:
GВ 
GВ 
G ух .г (t вых.г  t / вых.г )  c рг
c в (t пр  t ос )
,
1019,2  (238,4  95)  1,12
 794,6 кг / с.
4,19  (74  35)
5.7 Расчет энергетических показателей
5.7.1 Расчет энергетических показателей ПГУ
Мощность ПГУ
NПГУ = NПТ + 2NГТ,
(5.25)
где NПТ – мощность паротурбинной установки,
NГТ – мощность газотурбинной установки.
N ПГУ  139,4  2  146,84  430,1 МВт.
Расход теплоты на теплофикацию
QT 
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
QT
T
,
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(5.26)
Лист
75
где QТ – количество теплоты отборов ТУ;
ηТ – КПД.
68  10 6
Q 
 68,34 МВт.
0,995
T
Теплота, сжигаемого в КС топлива
QКС = 2GТ.КС Hu,
(5.27)
где GТ.КС - расход топлива в камеру сгорания ГТУ;
Hu - теплотворная способность топлива.
QКС  2  9,01  50056  901,94 МВт.
Теплота, сжигаемого в КД топлива
QКД = 2GКД Hu,
(5.28)
где GКД - расход топлива в камеру дожигания ГТУ;
Hu - теплотворная способность топлива.
QКД  2  0,51  50056  50,9 МВт.
Теплота, подводимая с топливом в ПГУ
QПГУ = QКС + QКД,
(5.29)
QПГУ =901,94+50,9=952,8 МВт.
Расход теплоты на производство электроэнергии
Э
QПГУ
 QПГУ  Q Т ,
(5.30)
Э
QПГУ
 952,8  68,34  884,48 МВт.
КПД по производству электроэнергии
Э
 ПГУ

Э
 ПГУ

N ПГУ
,
Э
QПГУ
(5.31)
433,1
 0,49.
884,48
Удельный расход теплоты на производство электроэнергии
Э
qТУ

Э
qТУ

Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
1
Э
 ПГУ
,
(5.32)
1
 2,04.
0,49
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
76
Удельный расход условного топлива на производство эл. энергии
bуЭ 
123
Э
 ПГУ
,
(5.33)
123
кг
 251,19
.
0,49
кВт  ч
bуЭ 
КПД утилизации теплоты [6]
УТ 
hКД  hвых.г
hКД  h0
УТ 

Т КД  Т вых.г
Т КД  Т 0
,
(5.34)
842,45  511,78
 0,597.
842,45  288,15
Коэффициент, характеризующий долю дожигания топлива

QКД
QКС
,
(5.35)
50,88  10 6

 0,056 .
901,94  10 6
КПД ПГУ без дожигания
 ПГУ   ГК  (1   ГК )УТ  ПК ,
(5.36)
где ηГК – КПД газового контура,
ηПК – КПД парового контура (0,338).
 ПГУ  0,323  (1  0,323)  0,597  0,338  0,46.
КПД ПГУ с дожиганием топлива [19]
Д
 ПГУ

1

 ПГУ 
 ДОП ,
1 
1 
(5.37)
где ηДОП – КПД дополнительного цикла, определяющий использование теплоты сгорания топлива камеры дожигания.
 ДОП 
Q
КД
 с рг Т ух    ПК
QКД
,
(5.38)
где ΔТух – понижением темпера туры уходящих газов, определяется соотношением:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
77
Т ух  QКД
Т ух  50,88  10 3
 ДОП 
Д
 ПГУ

50,88  10
h /  hПВ
,
П
qисп
 пер
(5.39)
1521,15  667,2
 33,3 К .
1926,15
 1,12  33,3  0,338
 0,338,
50,88  10 3
3
1
0,056
 0,46 
 0,338  0,445.
1  0,056
1  0,056
5.7.2 Расчет энергетических показателей ТЭЦ
КПД ТЭЦ по производству электроэнергии
Э
Э
ТЭЦ
  ПГУ
 ТР   КУ ,
(5.40)
где ηтр – КПД трубопровод (транспорта теплоты).
Э
ТЭЦ
 0,49  0,98  0,995  0,477.
Расход условного топлива на ТЭЦ
ВТЭЦ 
QПГУ
 ВПВК ,
29330
(5.41)
где ВПВК=0.
ВТЭЦ 
952,82
 32,49 кг / с.
29330
Расход условного топлива на производство теплоты по станции
ВТ 
QТ
 ВПВК ,
29330
(5.42)
68,34  10 6
ВТ 
 2,33 кг / с.
29330
Расход условного топлива на производство электроэнергии
ВЭ  ВТЭЦ  ВТ ,
(5.43)
ВЭ  32,49  2,33  30,16 кг / с.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
78
Удельный расход условного топлива на производство эл. энергии
bуЭ 
bуЭ 
123
Э
ТЭЦ
,
(5.44)
123
кг
 257,6
.
0,477
кВт  ч
Полный КПД энергоблока (брутто)

Б
ТЭЦ

N Э ПГУ  QT  QПВК
QТЭЦ
,
(5.45)
433,1  68,34  0
 0,53.
952,8
Б
ТЭЦ

Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто)
Н
Б
1  ЭСН  ,
ТЭЦ
 ТЭЦ
(5.46)
Н
ТЭЦ
 0,531  0,03  0,504 .
где ЭС.Н – собственный удельный расход электроэнергии, ЭС.Н=0,03.
Удельный расход условного топлива "нетто"
bУН ТЭЦ 
34,12 ,
(5.47)
Н
ТЭЦ
bУНТЭЦ 
34,12
ГДж
 67,69
.
0,504
ч
Удельный расход теплоты на энергоблок ТЭЦ
qТЭЦ 
qТЭЦ 
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
1

Б
ТЭЦ
,
(5.48)
1
 1,89.
0,53
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
79
6 РЕГЕНЕРАТИВНЫЕ ПОДОГРЕВАТЕЛИ
6.1 Типы регенеративных подогревателей.
Схемы включения
Регенеративный подогрев питательной воды применяется в настоящее
время на всех паротурбинных установках. Это объясняется тем, что такой подогрев существенно повышает тепловую и общую экономичность установок.
В схемах с регенеративным подогревом потоки пара, отводимые из турбины в
регенеративные подогреватели, совершают работу без потерь в холодном источнике (конденсаторе). При этом для одной и той же электрической мощности турбогенератора, расход пара в конденсатор уменьшается и КПД установки увеличивается.
Количество пара, отбираемого из отборов, зависит прежде всего от температуры, до которой может быть подогрет конденсат турбины. Чем выше параметры пара перед турбиной, тем больше интервал температуры подогрева
конденсата, и больше эффект от применения схемы с регенеративным подогревом. Обычно на электростанциях средних параметров температура питательной воды находится в пределах 150 — 170 °С; при высоких давлениях — в
пределах 225 — 275 °С (при номинальной нагрузке и номинальных параметрах пара перед турбиной).
Регенеративные подогреватели предназначены для регенеративного подогрева питательной и конденсационной воды за счет охлаждения и конденсации
пара из отборов в частях высокого, среднего и низкого давлений турбины, а
также охлаждение конденсата греющего пара.
Подогрев питательной воды можно проводить в подогревателях поверхностного и смешивающего типов. Схемы с подогревателями только смешивающего типа применения не нашли, хотя при их использовании повышается
тепловая экономичность установки и резко сокращается количество
продуктов коррозии, которые образуются в тракте питательной воды и
выносятся потоком в котлы и ПГ. Это объясняется тем, что в схемах со
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
80
смешивающими подогревателями необходимо после каждой ступени подогрева устанавливать перекачивающий насос либо подогреватель предстоящей ступени располагать на более высокой отметке (над подогревателем последующей ступени подогрева), чтобы перетекание воды происходило вследствие разности гидростатических уровней.
Однако последнее практически можно осуществить лишь в той части схемы, где для подогрева основного конденсата применяется пар низкого давления и разность давлений между отборами не превышает примерно 0,2 МПа, но
даже в этом случае подогреватель нижней ступени должен быть расположен
над последующим подогревателем на высоте более 20 м. Поэтому применение
находят лишь схемы, в которых смешивающими являются только первые два
подогревателя (по ходу основного конденсата). При этом первый располагается на соответствующей высоте и вода из него самотеком перетекает во второй
подогреватель, за которым устанавливается последующая ступень конденсатных насосов. Деаэратор, конечно, также является смешивающим подогревателем.
Включение поверхностных подогревателей в систему регенеративного
подогрева может проводиться по схемам, приведенным на рисунке 6.1.1. Тепловая экономичность установки, в которой конденсат греющего пара (дренаж)
отводится в линию основного конденсата после подогревателя (рисунке 6.1.1,
а), наиболее высокая, так как дренаж при смешивании с основным конденсатом (или питательной водой, если такая схема применена на подогревателях
высокого давления) несколько повышает температуру воды после подогревателя. Если дренаж направлять по линии, показанной пунктиром, тепловая экономичность понизится. Она еще более понизится при каскадном отводе дренажа (рисунок 6.1.1, б), так как здесь во всех подогревателях, кроме первого,
часть пара отбора вытесняется паром, образовавшимся при самоиспарении некоторого количества дренажа. Таким образом, вода в этих подогревателях частично нагревается теплотой, отведенной паром предыдущего отбора. При
неизменной мощности турбины это приводит к увеличению потерь теплоты в
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
81
холодном источнике. Особенно заметно увеличивает эти потери отвод из последнего подогревателя, так как при этом часть теплоты, содержащейся в дренируемом конденсате, отдается охлаждающей воде конденсатора. Именно поэтому схема, приведенная на рисунке 6.1.1, б, имеет наиболее низкую тепловую экономичность.
Наличие большого числа дренажных насосов усложняет схему, приведенную на рисунке 6.1.1, а, и делает ее менее надежной в эксплуатации. Поэтому
схема не используется. Обычно применяют схему, приведенную на рисунке
6.1.1, в, тепловая экономичность которой несколько ниже, чем у схемы, изобра-женной на рисунке 6.1.1, а, но зато требуется лишь один дренажный насос.
Работа по схеме, приведенной на рисунке 6.1.1, б, осуществляется, когда дренажный насос по тем или иным причинам не может быть включен.
Рисунок 6.1.1 - Схемы включения поверхностных подогревателей в систему регенеративного подогрева: а - с дренажными насосами у каждого подогревателя; б - с каскадным отводом
конденсата; в - со смешанным отводом конденсата; 1 - регенеративный подогреватель; 2 подвод пара от отбора турбины; 3 - основной конденсат; 4, 6 - дренажный и конденсатный
насосы; 5 – конденсатор
В настоящее время применяют поверхностные регенеративные подогреватели различных типов. В одних нагрев питательной воды (или основного
конденсата)
происходит
только
вследствие
теплоотдачи
от
конден-
сирующегося пара (рисунок 6.1.2, а), в других наряду с поверхностями теплопередачи от конденсирующегося пара выделены поверхности, на которых
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
82
конденсат пара (дренаж) дополнительно охлаждается питательной водой (поверхности охладителя дренажа) (рисунок 6.1.2, б).
а
б
в
д
г
е
Pиcунок 6.1.2-Схемы поверхностных регенеративных подогревателей (а - в) и t, Q - диаграммы для этих схем (г - е): а - простейший подогреватель; б - подогреватель с охладителем дренажа; в - подогреватель с охладителем дренажа и охладителем пара; 1 - основной
подогреватель; 2 - охладитель дренажа; 3 - охладитель перегретого пара; t – температура;
Q – количество теплоты переданной от пара питательной воде
Применяются также регенеративные подогреватели с выделенными охладителями дренажа и перегретого пара (рисунок 6.1.2, в).
На рисунок 6.1.2 приведены t, Q - диаграммы для подогревателей различных типов. Как видно из рисунков, выделенный охладитель дренажа позволяет
понизить температуру конденсата, а охладитель перегретого пара - нагреть воду до более высоких температур на выходе из подогревателя при одних и тех
же параметрах пара. Все это повышает тепловую экономичность установки.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
83
6.2 Подогреватели низкого давления поверхностного типа
- подогреваемая вода (основной конденсат);
- греющий пар;
- дренаж.
Рисунок 6.2.1 - Cхема движения теплоносителя в ПНД
B регенеративной системе низкого давления большинства современных
турбин пока преобладают поверхностные подогреватели (ПHД) (рисунок
6.2.1). Они выполняются в виде цилиндрического вертикального корпуса, в
верхней части которого помещается водяная камера для отвода и подвода
нагреваемой воды, отделяемая от основной части корпуса трубной доской; в
ней закреплены U-oбpaзныe трубки, составляющие поверхность нагрева подогревателя (трубную систему). B случае простейшей конструкции ПНД (без
встроенного пароохладителя) пар подается в верхнюю часть корпуса и омывает трубную систему, двигаясь к нижней части корпуса, B паровом пространстве между трубками устроены специальные перегородки, которые направляют паровой поток и осуществляют его движение в несколько xoдoв. конденсат
греющего
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
84
пара отводится через патрубок в днище корпуса. B нижней части корпуса из
конденсата пара образуется водяной объем. B эту часть подводится конденсат
греющего пара (дренаж) подогревателей более высокого давления. Haд водяным объемом устроена кольцевая перфорированная трубка, через которую отводится воздух.
B качестве поверхности нагрева применяют обычно гладкие трубы 16x1
(для отдельных рядов 16X2), соединение концов труб с трубными досками
осуществляется методами вальцовки или вальцовки с приваркой. B случае более сложной конструкции при наличии пароохладителя его помещают в центральной части подогревателя, а греющий пар подводят к нему в нижней или
средней части корпуса. далее приводятся конкретные конструкции ПHД и их
описания,
Основные параметры и технические требования ПHД содержатся в специальном OCT. Так, недогрев в ПHД (разность между температурой насыщения,
соответствующей давлению греющего пара, и температурой воды
на выходе из подогревателя) при номинальном режиме работы не должен
превышать 3°C в ПHД без охладителей пара и 2°C с охладителями.
Ha рисунке 6.2.2 приведен разрез подогревателя ПН-250-16-7св. Hижняя
водяная камера 1 при помощи фланца и шпилек крепится к специальному
фланцу 2, приваренному к трубной решетке 3. Hижняя часть корпуса 4 приваривается к цилиндрической обечайке 5, установленной на специальном фланце
2. Bxoд пара через патрубок Л осуществляется в нижней части корпуса. Патрубки выхода конденсата Б, отсоса воздуха B и, если необходимо, патрубки
входа конденсата и воздуха из ПHД с более высоким давлением пара
устанавливаются на цилиндрической обечайке 5. Там же крепятся штуцера для
присоединения приборов автоматического регулирования уровня, сигнализации и защиты. Это позволяет не отсоединять трубопроводы при ремонтах, связанных со снятием корпуса и осмотром трубной системы. Tpyбнaя система 7
состоит из стальных трубок d = 16x1,0 мм из стали X18H10T. Koнцы трубок
развальцованы в нижней 3 и верхней 8 трубных решетках, а для большей
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
85
плотности этих соединений дополнительно приварены к решеткам. Трубный
пучок охвачен кожухом 9, в котором по всей его высоте со стороны входа пара
предусмотрено окно, через которое поступает пар. Между трубными решетками расположены трубы каркаса 11, на которых крепятся промежуточные перегородки 12 трубного пучка. B зоне выхода пара из трубной системы за последним рядом труб первого хода основного конденсата установлен смешивающий
воздухоохладитель 10.
B верхней части корпуса на фланце крепится крышка 6. Bepxняя (поворотная) водяная камера 13 соединена с трубной решеткой S при помощи фланца и шпилек. Плoтнocть разъема обеспечивается мемб-ранным уплотнением.
Питaтeльнaя вода поступает в ПHД через патрубок Г в нижней водяной
камере 11, имеющей разделительную перегородку. Boдa поступает в верхнюю
водяную камеру 13 и выходит через патрубок Д, пройдя два последовательных
хода. Ha обеих камерах, перегородке нижней водяной камеры и на корпусе
имеются люки для осмотра и ремонта узлов присоединения трубок к трубным
решеткам. Boздyxooxлaдитeль 10 установлен на последних по ходу пара рядах
труб в зоне первого хода по воде. Здecь при интенсивной конденсации пapa
очень мала eгo скорость и образуется застойная область, чтo способствует
накоплению неконденсирующихся газов, a следовательно, ухудшению теплообмена, развитию коррозионных процессов.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
86
Рисунок 6.2.2 - Пoдoгpeвaтeль низ-кого давления ПH-250-16-7св
Boздyxooxлaдитeль увеличивает скорость пара, повышая эффективность
системы отвода воздуха. Bepтикaльныe перегородки 18 расположены между
горизонтальными направляющими перегородками 12 под углом друг к другу.
B каждом отсеке трубной системы 7, стeнкa кожуха 9 и вертикальные перегородки 15, образуют канал 16 с уменьшающимся по ходу пара сечением,
что позволяет поддерживать заданную скорость пара при постепенном снижении его массового расхода из-зa конденсации.
B направляющих горизонтальных перегородках 12 между пучками труб
первого и второго xoдoв выполнены отверстия 17 для отвода конденсата пара.
Пoд отверстиями установлены лотки 14 и по кромке горизонтальных перегородок в месте прохода дoпoлнитeльнoго канала - торцевые лотки 18. Иx
нaзнaчeниe - нaпpaвить пoтoки конденсата в короба, образованные швеллерами каркаса трубной системы.
Becь кoндeнcaт пapa coбиpaeтcя в нижнeй чacти кopпyca подогревателя.
Oтвoд его осуществляется чepeз пaтpyбки Б, Б1 или Б2, пepeд кoтopыми
внyтpн кopпyca ycтaнoвлeны гидpoзaтвopы 19, поддерживающие минималь-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
87
ный уровень конденсата в корпусе. Пepeд пaтpyбкaми вxoдa кoндeнcaтa E, E1
или E2 внyтpи кopпyca ycтaнoвлeны пepфopиpoвaнныe кopoбa для yмeньшeния
вoзмyщeния кoлeбaния ypoвня пoд вoздeйcтвиeм пoтoкa ввoдимoro конденсата.
Конструктивная схема подогревателя должна обеспечивать наиболее полное использование теплоты греющего пара, который может быть перегретым
или насыщенным. Заводы-изготовители в соответствии с требованиями ОСТ
108.271.17-76 используют для маркировки регенеративных подогревателей
буквенные и цифровые обозначения: ПН-130-16-9-I, где первые буквы обозначают место подогревателя и его тип (низкого давления - ПН), первое число –
поверхность теплообмена, м2, второе и третье число – давление нагреваемой
среды и греющего пара соответственно, последняя, римская цифра указывает
модификацию.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
88
Рисунок 6.2.3 - Общий вид подогревателя низкого давления ПН-250-16-7-IVсв
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
89
6.3 Тепловой расчет подогревателя низкого давления
6.3.1 Исходные данные для теплового расчета подогревателя низкого
давления
Данный расчет выполняется для подогревателя низкого давления, стоящего
перед деаэратором питательной воды. Пар берется из 4-го отбора турбины.
Таблица №6.3.1 - Исходные данные для расчета
Определяемые велиЧисловые
Обозначение
чины
значения
1
2
3
Изм.
Результат
вычислений
4
Размерность
5
0,513
0,513
МПа
Давление пара
р4
Температура пара
t4
167
167
0
Температура насыщения
Энтальпия греюще-го
пара
t 4'
150
150
0
i4
2775,9
2775,9
Давление нагреваемого основного конденсата
рО.К
0,45
0,45
МПа
Температура конденсата на входе в подогреватель
t овх.к
128
128
0
Энтальпия основного конденсата на входе в подогрева-тель
i овх.к
528,5
528,5
кДж
кг
Энтальпия конденсата греющего пара
iк.п
623,6
623,6
кДж
кг
Расход пара
Dп
5,8
5,8
кг
с
КПД подогревателя
п
0,98
0,98
-
Недогрев основ-ного
конденсата

2
2
0
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
С
С
кДж
кг
С
С
Лист
90
6.3.2 Тепловой расчет подогревателя низкого давления
Пар поступает в подогреватель
из четвертого отбора турбины
р4 
0,513 МПа ;
167 0 С
2775,9 кДж
t4 
i4 
D4 
кг
5,8 с ;
i овых
 662 кДж ;
.к
i овх.к 
tовх.к 
ро.к 
кг
tовых
.к  148
0
С
t 4' 
iк.п 
;
кг
528,5
0
128
0,28
кДж
;
кг
С
МПа ;
150 кДжС
;
623,6 кг
0
Рисунок 6.3.2 - Параметры пара и конденсата ПНД-4
Таблица №6.3.2 - Тепловой расчет подогревателя
Определяемые
величины
1
Температура
конденсата
на
выходе из подогревателя
Энтальпия конденсата на выходе из подогревателя
Формула
Числовые значения
или обоснование
Результат вычислений
Размерность
2
3
4
5
t вых
 t '4  
о.к
i овых
.к
Расход конден- D  D4 (i4  iк 4 )п
в
вх
сата в подогреi овых

i
о
.к
.к
вателе
Количество теплоты, передоваQ  Dп (i4  i4' )п
емое
греющим
паром в подогревателе
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
150
 2
662
(2979  670)0,98
3,75
(662  551)
148,00
0
662,00
кДж
кг
91,64
кг
с
12233,67
С
кВт
3,75(2979  671,2)0,98
8,481106
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Вт
Лист
91
Продолжение таблицы №6.3.2
Температурный
напор при принятых исходных
данных
Средняя температура воды
Характеристики
латунных трубок
t 
вых
(t 4'  t квх )  (t 4'  tо.к
) (159  131)  (159  156)
'
вых
(159  131)
t  tк
ln
ln 4' вых
(159  156)
t4 - tо.к
8,34
0
С
0
С
t f  t 4'  t
159  11,14
141,66

0,001
0,001
мм
0,014
мм
dв
0,014
Физические свойства воды при
t f  147,860С ,
Коэффициент теплопроводности
f
0,685
0,685
Плотность
f
926,1
926,1
f
0,217 10 6
0,217 10 6
м2
с
Prf
1,26
1,26
-
1,5…2,5
2,5
м2
с
0,685

0,014
0 ,8
 2,5  0,014 
 1,26 0, 43
 
6 
0
,
217

10


18219,50
Коэффициент
кинематической
вязкости
Критерий
Прантля
Скорость жидкости для стационарных теплообменников
Коэффициент
теплоотдачи от
стенки труб к
конденсату
Величина В при
t 4'  1590 C
wв
 2  0,023
w d 
 в н 
 vf 


В4
f
dн

0,8
Рrf0, 43
3 ж   2 ж  g
ж
Коэффициент
динамической
вязкости
ж
Коэффициент теплопроводности
Вт
мК
кг
м3
0,023
4
0,68353  912 2  9,81
180 10 6
Вт
мК
381,4747562
-
0,00018
0,00018
Нс
м2
ж
0,6835
0,68
Вт
мК
Плотность
ж
912
912,00
Удельная теплота испарения
кг
м3
r'
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
2307,80
2152,30
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
кДж
кг
Лист
92
Продолжение таблицы №6.3.2
Величина В1 при В  сВ(r ' ) 0.25 h 0, 25 1,15  2307 ,80,25  0,650,25
18713,76
1
h=0,65 м
На рисунке 6.3.3 показано графическое решение пересечение кривой, выражающей величину А в зависимости от q, и прямой
t ср.лог 
-

0,001
q  11,14 
q.
 ст
107
Мощность удельного потока
q
Поверхность
нагрева
Расчетная поверхность нагрева
Q
q
F
Fp
75000,00
75000,00
Вт
м2
8,481  106
104,000
163,12
м2
принимаем
130
м2.
Определение конструктивных размеров подогревателя
Шаг трубок
t  (1,25...1,3)d Н
1,3  0,016
0,0208
м
 тр
0,35…0,65
0,65
-
Коэффициент заполнения трубной доски
Число ходов
движения воды
z
6
6
-
Удельный объем
воды при
t f  147,860 С
vв
0,00106
0,00106
-
76,41  0,00107
0,785  0,014 2  2,5
252,53
шт
1,1 0,0208  210,56  6
0,65
1,05
м
z  N    dн
130
6  211  3,14  0,016
1,71
м
l
Dтр
1,04
0,96
1,62
-
Число трубок
N
Dв vв
 2
 d вн wв
4
Диаметр трубной
доски
Dтр 
1,1t 2 Nz
тр
Длина трубки
l
Fр
Поправка на шероховатость и
загрязнение внешней поверхности труб

Продолжение таблицы № 6.3.2
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
93
Определяим гидравлическое сопротивление подогревателя по
водной сторо-не


L
p    тр
    
d вн


w2
 в  ;
2
Коэффициент
трения
2,88  4


 9,5  
 0,02
0,014


2,52

 912
2
68793,13
Па
0,02
0,02
-
1,5  2  2,5  2  0,5  2
9,5
-
 тр
Сумма коэффициентов местных сопротивлений:

 1   2   3
Удар и поворот
во входной или
выходной камерах
1
1,5
1,5
-
Поворот на 180
град из одной
секции в другую
2
2,5
2,5
-
Поворот на 180
град в U-образной трубе
3
0,5
0,5
-
Таблица 6.3.3 - Данные для определения q
40000
q
Bl
80000
90000
100000
2,14
2,67
3,21
3,74
4,01
4,27
4,81
5,34
2,75
3,71
4,73
5,81
6,37
6,94
8,12
9,34
2,20
2,74
3,29
3,84
4,12
4,39
4,94
5,49
A
4,95
6,45
8,02
9,65
10,48
11,33
13,06
14,83

 ст
7,97
7,87
7,78
7,69
7,64
7,59
7,50
7,41
4
 q 3

В 

 1
q
2
t 
50000 60000 70000 75000
Из таблицы 6.3.3 строится график, показанный на рисунке 6.3.3.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
94
0
С
16,00
14,00
12,00
10,00
А
8,00
6,00
4,00
t 
2,00
0,00
30000
50000
70000
90000
110000

 ст
q, Вт/м2
Рисунок 6.3.3-Графическое определение мощности
удельного теплового потока
Иходя из расчетов подобран подогреватель низкого давления ПН-250-16-7св.
7 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
95
Введение
Основной целью образования в области БЖД является достижение высокого профессионализма, который предусматривает глубокое изучение методов
и средств анализа, проектирования, развития и управления эрготехническими
системами, являющимися частными конкретными реалиями общей системы
«человек—машина—среда обитания». Безопасность – это состояние деятельности, при которой с определённой вероятностью исключаются потенциальные опасности, влияющие на здоровье человека.
Одной из важнейших задач, встающих перед инженером на этапе проектирования является обеспечение безопасности эксплуатации проектируемой
установки.
Газотурбинные двигатели относятся к объектам повышенной опасности
поэтому их эксплуатация требует строжайшего выполнения правил техники
безопасности. Повышенная опасность ГТД как объектов эксплуатации обусловлена наличием ряда источников воздействия на человека, таких как зоны
пониженного давления на входе в двигатель; зоны повышенного давления и
температуры на выходе из двигателя; вращающиеся с большой скоростью детали двигателя; большие массы легковоспламеняющихся веществ (горючих
масел и т.д.).
При эксплуатации ГПТУ возникают опасные и вредные факторы: взрывоопасность; термическое воздействие на организм; шум; вращающиеся с большой скоростью детали электрогенератора и вырабатываемый им электрический ток и, наконец, вредные выбросы.
Развитие техники не способно уничтожить опасные и вредные факторы,
действующие на человека, за редким исключением, не снижает и уровень самого воздействия. В производственных условиях человек подвергается многофакторному воздействию эффект которого может оказаться более значительным чем при изолированном действии того или иного фактора.
7.1 Идентификация вредных и опасных факторов
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
96
Наиболее значимыми опасными и вредными факторами для человека, возникающими при эксплуатации ГПТУ, являются следующие:
 повышенная температура поверхности оборудования;
 пожароопасность;
 взрывоопасность;
 повышенный уровень шума;
 вредные выбросы.
Анализ этих факторов приведен ниже.
Повышенная температура поверхности оборудования
При эксплуатации ГПТУ во многих аппаратах поддерживается высокая
температура процесса.
Высокая температура внутри оборудования обуславливает повышенную
температуру наружных поверхностей этого оборудования. В результате повышается температура воздуха в производственном помещении и уровень инфракрасного излучения.
Высокая температура поверхностей оборудования может привести к
ожогу при контакте с телом человека. При повышении температуры воздуха
рабочей зоны увеличивается потоотделение, ослабляется внимание, повышается утомляемость организма.
Повышенная температура поверхностей оборудования регламентируется
ГОСТ 12.1.005-88.
Пожароопасность
Неисправность и неправильная эксплуатация электроустановок являются
причинами пожара. Поэтому обеспечение пожаробезопасности электроустановок не менее важно, чем обеспечение безопасности людей от поражения электрическим током.
Для локализации опасной ситуации в случае пожара предусматриваются
следующие мероприятия: в мотогондолах (кожухе–капоте) устанавливаются
противопожарные перегородки; чтобы прекратить подачу горючего в двига-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
97
тель при возникновении пожара в магистралях питания горючим установлены
перекрывные пожарные краны; силовые установки снабжаются автоматическими системами пожаротушения; системоа автоматического пожаротушения
задублирована ручной системой пожаротушения со световой сигнализацией о
пожаре.
Пожарная
безопасность
электроустановок
регламентируется
ГОСТ
12.1.004-76 “Общие требования”, а также строительными нормами и правилами, инструкциями по обеспечению безопасности на отдельных объектах.
Взрывоопасность
В производстве в большом количестве используются приборы, аппараты,
технологические процессы, содержащие вещества, способные при определенных условиях образовывать взрывоопасную среду.
Быстрое изотермическое химическое превращение взрывоопасной среды,
сопровождающееся выделением энергии и образованием опасных газов, способных производить работу, - называется химическим взрывом.
Насколько велики представленные значения избыточного давления при
взрывах, можно оценить по следующим примерам: для разрушения армированного остекления зданий требуется 5…10 кПа, деревянных строений –
10…20 кПа, кирпичных зданий – 25…30 кПа, железобетонных конструкций
стен цеха – 100…150 кПа.
Действие ударной волны на человека менее 10 кПа считается безопасным,
при избыточном давлении от 10 до 30 кПа происходят легкие поражения или
легкопроходящие нарушения (звон в ушах, головокружение), при избыточном
давлении от 30 до 60 кПа человек получает поражения средней тяжести (вывихи, контузии мозга), избыточное давление от 60 до100 кПа наносят человеку
тяжелые контузии и травмы, приводящие к длительной потере работоспособности, при избыточном давлении более 100 кПа происходят крайне тяжелые
контузии и травмы (переломы костей, разрывы внутренних органов), которые
могут привести к гибели человека.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
98
Источниками взрывоопасности на производстве могут быть установки,
работающие под давлением, к ним относятся: паровые и водогрейные котлы,
компрессоры, воздухосборники (ресиверы), газовые баллоны, паропроводы,
газопроводы и др.
Чтобы внешний вид трубопровода указывал на свойства транспортируемого вещества, введена их опознавательная окраска (ГОСТ 14202-69) - таблица
7.1.
Таблица 7.1 – Окраска трубопроводов в зависимости от транспортируемого вещества
Вещество
Цвет трубопровода
Вода
Зеленый
Пар
Красный
Воздух
Синий
Горючие и негорючие газы
Желтый
Кислоты
Оранжевый
Щелочи
Фиолетовый
Горючие и негорючие жидкости
Коричневый
Прочие вещества
Серый
Для выделения вида опасностей на трубопроводы наносят предупреждающие (сигнальные) цветные кольца, количество которых определяет степень
опасности.
Все трубопроводы подвергаются гидравлическим испытаниям при пробном давлении на 25% выше рабочего, но не менее 0,2МПа.
Взрывоопасность регламентируется ГОСТ 12.1.010-76.
Повышенный уровень шума
Шум это беспорядочное сочетание звуков различной частоты к интенсивности (силы), возникающих при механических колебаниях в твердых, жидких или газообразных средах. Шум отрицательно влияет на организм человека,
и в первую очередь на его центральную нервную и сердечно-сосудистую системы. Длительное воздействие шума снижает остроту слуха и зрения, повы-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
99
шает кровяное давление, утомляет центральную нервную систему, в результате чего ослабляется внимание, увеличивается количество ошибок в действиях
работающего, снижается производительность труда.
Органы слуха человека воспринимают звуковые волны с частотой
16…20000 Гц. Колебания с частотой ниже 20 Гц (инфразвук) не вызывают
слуховых ощущений, но оказывают биологическое воздействие на организм.
По характеру спектра шум подразделяется на широкополосной с непрерывным спектром шириной более одной октавы и тональный.
По временным характеристикам шум подразделяют на постоянный и непостоянный (колеблющийся во времени, прерывистый и импульсный).
Производственный шум нарушает информационные связи, что вызывает
снижение эффективности и безопасности деятельности человека, так как высокий уровень шума мешает услышать предупреждающий сигнал опасности.
Кроме того, шум вызывает обычную усталость. При действии шума снижаются способность сосредоточения внимания, точность выполнения работ, связанных с приемом и анализом информации, и производительность труда. Шум,
отрицательно воздействуя на слух человека, может вызвать три возможных
исхода: временно (от минуты до нескольких месяцев) снизить чувствительность к звукам определенных частот, вызвать повреждение органов слуха или
мгновенную глухоту. Уровень звука в 130 дБ вызывает болевое ощущение, а в
150 дБ приводит к поражению слуха при любой частоте.
Для существенного снижения уровня шума установки спроектировано:
1) изменение частоты звуковых колебаний;
2) применение глушителя в виде отдельных сборных элементов (коробов, кассет);
3) защита расстоянием;
4) применение звукоизолирующих материалов для комнаты обслужи-вающего
персонала;
5) применением средств индивидуальной защиты.
Вредные выбросы
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
100
Выбросы от стационарных источников загрязнения могут быть организованными и неорганизованными. К организованным выбросам относятся те которые поступают в атмосферу через специально сооруженные устройства: вытяжные трубы газоходы воздуховоды и др. что позволяет применять для их
отчистки специальные фильтры и другие устройства. К неорганизованным выбросам относятся те которые в виде ненаправленных потоков поступают в атмосферу из–за отсутствия или неудовлетворительной работы по отсосу загрязняющих веществ от места их выделения.
Основными мероприятиями по снижению выбросов вредных веществ в
атмосферу являются совершенствование технологических процессов, включая
снижение неорганизованных выбросов; строительство новых и совершенствование существующих очистных устройств; ликвидация источника загрязнения;
перепрофилирование производства.
7.2 Понятие несчастного случая на производстве тепла и электроэнергии и профессиональные заболевания
Производственный травматизм и профессиональные заболевания — это
сложные многофакторные явления, обусловленные действием на человека в
процессе его трудовой деятельности опасных (вызывающих травмы) и вредных
(вызывающих заболевание) факторов.
Расследование и учет несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний необходимы для разработки осуществления мероприятий по профилактике травматизма и заболеваемости, улучшению состояния условий и охраны труда.
Несчастный случай на производстве — это случай воздействия на работающего опасного производственного фактора при выполнении работающим
трудовых обязанностей или заданий руководителя работ (ГОСТ 12.0002-80
«ССБТ термины и определения»).
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
101
В свою очередь опасный производственный фактор — это производственный фактор, воздействие которого на работающего в определенных условиях приводит к травме или другому внезапному резкому ухудшению здоровья.
К опасным производственным факторам относятся движущиеся машины и
механизмы; различные подъемно-транспортные устройства и перемещаемые грузы; незащищенные подвижные элементы производственного оборудования (приводные и передаточные механизмы, режущие инструменты, вращающиеся и перемещающиеся приспособления и др.) отлетающие частицы обрабатываемого
материала и инструмента, электрический ток, повышенная температура поверхностей оборудования и обрабатываемых материалов и т.д.
Профессиональное заболевание - это заболевание, вызванное воздействием
вредных условий труда. В соответствии с Инструкцией о порядке извещения,
расследования, регистрации и учета профессиональных заболеваний профессиональные заболевания подразделяются на: острое профессиональное заболевание,
возникшее после однократного (в течение не более одной рабочей смены) воздействия вредных профессиональных факторов.
Например, к вредному профессиональному фактору относится работа с химическими веществами без использования средств индивидуальной защиты.
Хроническое профессиональное заболевание — заболевание, возникшее после
многократного и длительного воздействия вредных производственных факторов
(повышенный уровень концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны,
повышенный уровень шума, вибрации и т.д.).
Между вредными и опасными производственными факторами наблюдается
определенная взаимосвязь. Во многих случаях наличие вредных факторов способствует проявлению травмоопасных факторов. Например, чрезмерная влажность в производственном помещении и наличие токопроводящей пыли (вредные
факторы) повышают опасность поражения человека электрическим током
(опасный фактор).
Производственная травма - представляет собой внезапное повреждение
организма человека и потерю им трудоспособности, вызванные несчастным
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
102
случаем на производстве. Повторение несчастных случаев, связанных с производством, называется производственным травматизмом.
7.3 Психологические причины создания опасных ситуаций и
производственных травм
В каждом действии человека психологи выделяют три функциональные части: мотивационную, ориентировочную и исполнительную. Нарушение в любой
из этих частей влечет за собой нарушение действий в целом. Человек нарушает
правила, инструкции, либо он не хочет их выполнять, либо он не знает, как это
сделать, либо он не в состоянии это сделать.
Таким образом, в психологической классификации причин возникновения
опасных ситуаций и несчастных случаев можно выделить три класса.
1. Нарушение мотивационной части действий. Проявляется в нежелании
выполнять определенные действия (операции). Нарушение может быть относительно постоянным (человек недооценивает опасность, склонен к риску, отрицательно относится к трудовым и (или) техническим ре-гламентациям, безопасный
труд не стимулируется и т. п.) и временным (человек в состоянии депрессии,
алкогольного опьянения).
2. Нарушение ориентировочной части действий. Проявляется в незнании
правил эксплуатации технических систем и норм по безопасности труда и способов их выполнения.
3. Нарушение исполнительной части. Проявляется в невыполнении правил
(инструкций, предписаний, норм и т. д.) вследствие несоответствия психических
и физических возможностей человека требованиям работы. Такое несоответствие,
как и в случае с нарушением мотивационной части действий, может быть постоянным (недостаточная координация, плохая концентрация внимания, несоответствие
роста габаритам обслуживаемого оборудования и т.д.) и временным (переутомление, понижение трудоспособности, ухудшение состояния здоровья, стресс, алкогольное опьянение).
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
103
Эта классификация предоставляет реальную возможность в соответствии с
каждой группой причин возникновения опасных ситуаций и несчастных случаев
назначить группу профилактических мероприятий в каждой части: мотивационная часть — пропаганда и воспитание; ориентировочная — обучение, отработка
навыков; исполнительная — профотбор, медицинское обследование.
Замечено, что травматизм имеет два пика: у молодых работников и у лиц,
имеющих стаж более 10-—15 лет.
Факторы молодости и недостатка профессионального опыта в начале освоения профессии обусловливают наивысший уровень травматизма в первый год работы. Это связано с неопытностью работающего: недостатком знаний, неумением
диагностировать опасную ситуацию, а также определить возможные последствия
допущенной ошибки быстро реагировать и находить правильные решения в сложных ситуациях. С ростом стажа число несчастных случаев, как правило, снижается.
Второй пик травматизма намечается у лиц, имеющих трудовой стаж более
10—15 лет. Это объясняется следующими обстоятельствами. Во-первых, снижением психических и физиологических функций, связанных с процессом старения;
влияющим на четкость и точность выполнения работ (осложнение в приеме информации, уменьшение сопротивляемости действию побочных факторов, нарушающих выполнение работы, ухудшение памяти, закрепление старых привычек,
понижение точности движений и т.д.). Во-вторых, пренебрежительным отношением к Правилам безопасности в результате привыкания к опасности: «вторичная
беспечность» — так называют это состояние, формирующееся под влиянием опыта, которое приводит к нарушению правил безопасности.
Возраст и стаж однозначно не могут быть причиной несчастного случая, но
могут быть дополнительными условиями возникновения опасной ситуации, т.е.
быть предпосылками производственной травмы..
Временная склонность к несчастному случаю может быть связана каким-то
«отрицательным» опытом, с памятью о прошлом. Однажды пережитый несчастный случай может вызывать остаточное психическое воздействие, которое увели-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
104
чивает подверженность опасности. Человек пострадавший на какой-то фазе рабочего процесса, может постоянно испытывать при приближении этой фазы непреодолимое чувство страха, а вместе с тем неуверенность, приводящую к ошибкам и
повторению несчастного случая. Эти предпосылки, или косвенные причины,
начинают относительно стабильно действовать уже до начала несчастного случая
Это становится фоном опасного поведения.
Когда цели можно достичь разными путями, то человек выбирает тот путь,
который, по его представлению и опыту, требует наименьшей затраты сил, и на
избранном пути он расходует не больше усилий, чем необходимо (т. е. достигает
цели быстрее и с наименьшими энергетическими затратами). Это, по мнению
психологов, есть частный случай общего принципа наименьшего действия. Именно по этой причине часто рабочие не используют индивидуальные и коллективные средства защиты, пропускают операции, необходимые для обеспечения безопасности, но не влияющие на получение конечного продукта, выбирают более
легкие, но и более опасные рабочие позы и движения. Появлению стремления
экономить силы за счет выбора опасного способа действия способствуют недостатки в организации труда, техники и технологии.
С психологической точки зрения важное значение в формировании поведения на производстве имеет социальная и физическая безнаказанность работника,
совершающего опасные действия. Физическая безнаказанность обусловливается
тем, что неправильное действие в определенных случаях не сопровождается
травмой. Работник считает, что вероятность получения травмы настолько мала,
что ею можно пренебречь. Социальная безнаказанность обусловливается тем, что
зачастую коллеги и начальство снисходительно относятся к нарушению, считая,
что полученная продукция компенсирует такие мелочи, как нарушение инструкции по охране труда. Такая безнаказанность формирует привыкание к опасности
и ложное представление работающих о личной неуязвимости.
При обстоятельствах, одинаковых для всех работающих, определяющее значение в формировании на производстве линии поведения каждого
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
105
человека в отдельности имеют его индивидуальные качества, отражающие
совокупность
социально-психологических
и
физиологических свойств. Они
включают тип нервной системы, темперамент, характер, особенности мышления,
образование, опыт, воспитание, здоровье и т.п. Тем не менее, широкий спектр
свойств личности, социальных обстоятельств и производственных условий труда
формируют 12 психологических причин сознательного нарушения правил
безопасной работы.
Экономия сил - потребность, которая побуждает к действиям, направленным
на сохранение энергетических ресурсов. Поведение человека строится по принципу «наименьшего действия».
Экономия времени - стремление увеличить производительность труда для
выполнения плана или личной выгоды за счет увеличения темпа работы, пропуска отдельных операций, не влияющих на конечный результат труда, но необходимых для обеспечения его безопасности.
Адаптация к опасности или недооценка опасности и ее последствий - причина, которая возникает в результате способности человека привыкать к явлениям, осваиваться с ними. Основа фактора «недооценка опасности» — безнаказанность физическая и социальная, за совершение неправильных действий. Самоутверждение в глазах коллег, желание нравиться окружающим. Проявляются эти
моменты рискованными действиями. Риск для таких людей, по их мнению, дело
не просто привычное — благородное.
Стремление следовать групповым нормам трудового коллектива. Это происходит там, где нарушение правил безопасности или технологического процесса поощряется молчаливо или громогласно. Девиз производственной деятельности — «план любой ценой». Выполнение правил безопасности в таких случаях
может поставить человека в положение «белой вороны».
Ориентация на идеалы. Идеалами могут быть как примерные работники,
так и нарушители.
Самоутверждение в собственных глазах может быть причиной сознательного игнорирования безопасных методов труда. Часто это объясняется
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
106
врожденной неуверенностью в себе или упреками каких-либо лиц, не связанных
с конкретным производством.
Переоценка собственного опыта приводит к тому, что, зная об опасности
и ее последствиях, человек рискует, думая, что его расторопность и опыт помогут или даже гарантируют возможность быстро принять меры для предотвращения аварии или несчастного случая, выскочить из опасной зоны и т.п.
Привычка работать с нарушениями, перенесение привычек. Эти «качества» могут быть приобретены на другой работе или вне работы.
Стрессовые состояния, побуждающие человека к действиям.
которые, по его убеждению, способны снять это состояние или ослабить.
Более сильная форма этого — эмоциональный шок. Человеком движут чувства,
а не разум.
Склонность к риску, вкус к риску как личностная характеристика. В психической структуре некоторых лиц имеется повышенная тенденция к рискованным действиям. Такие люди испытывают удовольствие «поставить все на
карту».
Причины ошибок разделяют на непосредственные, главные и способствующие. Непосредственные причины зависят от места в психологической
структуре действия оператора (восприятие, принятие решения, ответная реакция
и т. д.) и вида этого действия, т. е. от психологических закономерностей, определяющих оптимальную деятельность: несоответствия психическим возможностям
переработки информации (объем или скорость поступления информации, отношение к порогу различения, малая длительность сигнала и т. д.); недостатка навыка (стандартные действия при нестандартной ситуации) и структуры внимания.
Главные причины связаны с рабочим местом, организацией труда, подготовкой
оператора, состоянием организма, психологической установкой, психическим состоянием оператора. Способствующие причины зависят от особенностей личности, состояния здоровья, внешних условий, изменяющих функциональное состояние организма, отбора, обучения и тренировки. Обозначение хронического пренебрежения человеческим фактором — продукт образа мышления, когда усилия
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
107
направлены на повышение недостижимой надежности оборудования, а не на
формирование умения людей не совершать ошибочных действий в острой ситуации. В системе «человек — машина» человек становится наиболее переменчивым
компонентом. В любой предложенной задаче на его поведение действует около
миллиона индивидуальных факторов. Это выражается в том, что никто из операторов не повторяет аналогичного задания точно такими же действиями.
Используя кибернетическую схему, классифицировать причины ошибок
можно следующим образом:
• ошибки в ориентации (неполучение информации);
• ошибки принятия решения, т. е. принятие неправильного решения;
• ошибки выполнения действий, т. е. неправильные действия.
Психологи делят ошибки на обратимые и необратимые. Обратимые ошибки
могут и не привести к несчастному случаю.
Можно делить ошибки на систематические и случайные. Случайные ошибки
непредсказуемы, а систематические предсказуемы и, следовательно, легко исправимы. Подобное различение ошибок вполне оправдано. Но применение этого
метода на практике часто составляет существенные трудности, поскольку систематически действующий побудитель ошибки не всегда очевиден и, пока он не
выявлен, ошибку вполне можно отнести к ошибкам случайного происхождения.
В большинстве своем ошибки являются результатом изменения самочувствия работающего, что сказывается на его надежности как управляющей системы.
Основные причины ошибок, приводящие к травмам, следующие:
• усталость (утомление);
• употребление алкоголя, наркотиков и некоторых лекарств;
• изменение погоды;
• болезнь;
• недостатки образования и профессиональных навыков;
• недостаточная четкость и полнота инструкций по безопасности труда;
• отсутствие «климата» безопасности в коллективе, плохие производственные
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
108
отношения;
• стресс;
• материальные и другие личные заботы;
• плохие условия труда;
• несоответствие индивидуальных психических качеств;
• требованиям трудовой деятельности;
• снижение возможности выполнять работу в экстремальных условиях после
пережитой опасности или травмы.
Чтобы правильно понять механизм, толкающий человека к совершению
ошибок, нужно хорошо представлять основные особенности личности и состояния человека. Их можно разделить на врожденные особенности и временные состояния.
7.4 Анализ травматизма
Анализ травматизма представляет собой одну из важнейших задач ТЭЦ,
обеспечивающих такие его экономические показатели как производительность
труда и качество выпускаемой продукции.
Процесс предупреждения производственного травматизма, являющийся
весьма важной производственной задачей, неразрывно связан постоянным совершенствованием системы учета и анализа причин несчастных случаев на
производстве. Основные этапы анализа несчастных случаев на производстве
представлены на рисунке 7.1.
Целью анализа причин несчастных случаев на производстве тепла и электрической энергии является разработка конкретных мероприятий по их устранению. В результате анализа должны быть установлены причинные связи
несчастных случаев с конструктивными недостатками производственного оборудования, с недостатками организации выполнения производственных процессов и обучения, работающих безопасным приемам и методам труда.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
109
Рисунок 7.1- Этапы анализа несчастных случаев на производстве
Анализу несчастных случаев на производстве предшествует их расследование и учет. От качества расследования зависит правильность установления
причин, достоверность анализа и эффективность профилактических мероприятий. Причины должны вытекать из обстоятельств несчастного случая, профилактические мероприятия должны тесно увязываться с причинами. Материалы некачественного расследования должны возвращаться для дорасследования и разработки конкретных мероприятий.
Главная трудность при анализе производственного травматизма заключается в однозначном определении основных причин несчастных случаев,
которые взаимосвязаны между собой.
Анализ причин включает в себя следующие этапы:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
110
1.Выявление всех причин несчастного случая, которые привели к травме.
2.Установление
взаимосвязи
тех
причин, которые непосредственно
привели к несчастному случаю.
3.Определение
основной
причины
несчастного
случая
(желательно
технической), вызвавшей травмирование пострадавшего.
Схема анализа причин несчастных случаев приведена на рисунке 7.2.
Рисунок 7.2-Схема анализа причин несчастных случаев на производстве
Технические причины несчастных случаев.
1. Конструктивные недостатки машин, механизмов, оборудования, приспособлений и инструментов:
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
111
-конструктивные
(аппаратов,
приборов,
недостатки
установок),
производственного
транспортных
оборудования
средств,
транспортно-
технического оборудования, приспособлений и инструментов, оградительных
и
предохранительных
устройств или их конструктивные недостатки,
или
-отсутствие
несовершенство
устройств
сигнализации,
авто-
матического защитного отключения и тормозных устройств, несовершенство
органов управления, устройство для защитного заземления,
средств установки, съема, подачи заготовок и перемещения обрабатываемого материала;
зоны
-ограждение
обработки
не
было
сблокировано
с
пуском
оборудования и др.
Неисправность машин, механизмов, оборудования, приспособ-
2.
лений и инструментов:
конструкций
-нарушения
машин,
механизмов,
оборудования,
приспособлений и инструментов или их узлов и деталей, происшедшее
в процессе эксплуатации.
-разладка или износ устройств управления;
-неисправность изоляции электропроводки;
-разрушение
или
поломка
деталей
оборудования,
инструмента,
предохранительных и оградительных устройств и т.д.
3. Неудовлетворительное техническое состояние зданий, сооружений
и их элементов. К этой причине следует относить: неудовлетворительное
(неисправное,
несоответствующее
санитарным
и
строи
тельным нормам и правилам) техническое состояние зданий, сооружений и их
элементов — обрушение элементов производственных зданий: крыш, стен,
потолков,
полов,
лестничных
клеток,
проходов
и
проездов; крепей выработок горных пород, а также оползни и обвалы
различных пород.
4. Несовершенство
Изм.
Лист
№ докум.
технологических
Подпись Дата
процессов.
К
этой
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
причине
Лист
112
относится недостаточный учет требований системы безопасности труда
при разработке прогрессивных технологических процессов, недостаточная механизация тяжелых и опасных операций (погрузочно-разгрузочных, транспортных и складских работ), отсутствие подъемно-транспортных средств для перемещения
тяжелых
деталей
при
установке
их
на оборудование или ремонте и монтаже оборудования, несоответствие
средств
механизации
предусмотренных
действующей
нормативной
документацией (правила, стандарты, нормы и т.д.), при установке
заготовок для обработки и съеме деталей с оборудования, заливке
агрессивных жидкостей и т.д.
Организационные причины несчастных случаев.
1.Нарушение технологических процессов. К этой причине относятся: отсутствие необходимой технической документации; нарушение работающими
технологических процессов, предусмотренных технологическими картами,
правилами и нормами по охране труда (нарушение правил эксплуатации котлов
и сосудов, работающих под давлением, нарушение санитарных правил хранения, транспортировки и применения ядохимикатов); несоблюдение установленных нормативными документами требований безопасности к технологическим процессам; применение материалов, приспособлений и инструментов, не предусмотренных технологическими документами (картами, паспортами и т.д.).
2.Неудовлетворительная организация работ. К этой причине следует относить:
нарушение
администрацией
правил
и
норм
безопасной
организации работ из-за отсутствия или недостаточного технического
надзора и контроля за соблюдением безопасности труда при ведении
случайных, разовых, ремонтных, монтажно-демонтажных работ, недостатков в
организации
групповой
работы
(невыделение
специального
работника для обеспечения безопасности группы работающих на одном
рабочем месте), выполнение работ с повышенной опасностью без
наряда-допуска, определяющего порядок и меры безопасного их по
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
113
ведения; нарушение режимов труда и отдыха со стороны администрации; неправильное
принятие
решений
администрацией;
нарушение
правил техники безопасности администрацией (допуск без медицинского
освидетельствования);
при
обслуживании
нарушение
животных,
правил
котлов,
техники
безопасности
теплогенерирующих
установок
и т. д.; неудовлетворительное содержание рабочих мест, территории,
проездов и проходов (недостаточная освещенность, повышенная загазованность, запыленность, шум, вибрация); захламленность и загроможденность
рабочих мест, проходов и проездов; неудовлетворительная организация и
содержание
наплавных
сооружений
и
мости
ков на акватории; погрузочно-разгрузочных площадок, причалов, железнодорожных
и
транспортных
дорог;
неудобное
расположение
основного и вспомогательного оборудования и др. К этой группе
следует также относить падение работающих на скользкой или неров
ной поверхности полов, тротуаров, проходов, мостиков.
3. Неприменение средств индивидуальной защиты. К этой причине
относятся:
неисправность,
несоответствие
или
отсутствие
спецобуви,
спецодежды (например, повреждение рук, проколы концами проволочек стальных
канатов
из-за
отсутствия
или
плохого
состояния
рукавиц)
и других средств индивидуальной защиты — очков, щитков, масок и
др. (например, травмы глаз осколками абразива, стружкой при заточке
инструмента без защитных очков, облучение глаз ультрафиолетовыми
лучами
при
выполнении
электросварочных
работ
без
применения
специальных защитных очков); ожоги кислотой (вследствие отсутствия
защитной спецодежды и т. д.); некачественный уход за средствами индивидуальной защиты (несвоевременная смена фильтров, респираторов и др.).
4.
Недостатки в обучении и инструктировании работающих по
безопасным приемам труда. Сюда необходимо относить: отсутствие
или недостаточный инструктаж (вводный, на рабочем месте, повторный, периодический и др.), т.е. неполный, поверхностный, не охватывающий все те-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
114
мы
или
операции
выполняемой
работы,
а
также
отсутствие или недостаточное курсовое и специальное обучение (по
установленному
списку),
направленное
на
повышение
безопасности
работающих, обслуживающих сложные агрегаты, установки или механизмы;
обучение по специальности, не имеющих отношение к выполняемой работе.
Использование рабочих не по специальности. К этой причине
5.
должны
относиться
использование
рабочих
не
в
соответствии
с
их основной профессией, специальностью или квалификацией, а также
неправильная расстановка рабочей силы, несоответствующая квалификация.
Нарушение трудовой дисциплины. К этой причине следует
6.
относить: изготовление каких-либо предметов в личных целях без
разрешения
администрации;
принадлежащих
приятия;
организации;
хищение
использование
спортивные
материалов,
транспортных
игры
инструментов
на
и
средств,
территории
других
пред
предметов;
алкогольное опьянение; хулиганские действия.
Личностные причины несчастных случаев.
Сюда следует относить: неосторожность или невнимательность (из-за воздействия внешних факторов, усталости, психических или эмоциональных переживаний). Ошибочные действия.
7.5 Показатели производственного травматизма
Количественными показателями производственного травматизма являются: коэффициент частоты, коэффициент тяжести и коэффициент нетрудоспособности.
Коэффициент частоты — Кч, выражающий количество несчастных случаев, приходящихся на 1000 работающих, и коэффициент тяжести — Кт, выражающий число дней нетрудоспособности, приходящихся на одну травму.
Коэффициент частоты рассчитывают по формуле:
КЧ 
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
Т  1000
,
Р
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(7.1)
Лист
115
где: Т — общее число пострадавших за определенный период времени, независимо от того, закончилась ли временная нетрудоспособность в этом периоде
или нет; Р — среднесписочная численность работающих за тот же период
времени.
Обычно коэффициент частоты определяется за год.
Сведения о среднесписочной численности работающих за интересующий
период можно получить в плановом или производственном отделе, отделах
кадров, труда и зарплаты, а также в цехах как в целом, так и по видам работ.
Коэффициент тяжести определяют по формуле
КТ 
Д
,
Т
(7.2)
где: Д—число дней нетрудоспособности, вызванной несчастными случаями,
по которым закончилась временная нетрудоспособность (закрыты листки нетрудоспособности).
В приведенной формуле коэффициент тяжести не отражает фактической
тяжести несчастных случаев, так как при расчете не берутся случаи, нетрудоспособность которых не закончилась в отчетный период, и этот показатель не
учитывает потерь, связанных с полным выбытием погибших из трудового
процесса. Поэтому, кроме приведенных коэффициентов, при анализе производственного травматизма подсчитывают коэффициент нетрудоспособности:
К Н  КЧ  К Т .
(7.3)
При анализе производственного травматизма необходимо также определять существенные различия сравниваемых показателей методами математической статистики.
В ходе анализа производственного травматизма должно быть выявлено
также соотношение несчастных случаев, связанных с производством и не связанных с производством.
Материальные последствия (руб.) по каждой из основных причин производственного травматизма
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
116
ПТ  ПТ УТ ,
(7.4)
где: ПΣТ — общая сумма материальных последствий от производственного
травматизма; УТ — доля числа дней нетрудоспособности по каждой причине
производственного травматизма в общем их числе определяется по формуле:
УТ 
Д ТВ
Д ТВ ПРЕД
,
(7.5)
где: Дтв — число дней нетрудоспособности по каждой основной причине производственного травматизма (основная причина производственного травматизма определяется по данным пункта акта формы Н-1); Д ТВ ПРЕД - то же, в целом по предприятию, организации или производственному объединению
(определяется по данным формы Н-7 статистической отчетности).
Если в отчетном периоде с несчастными случаями, вызвавшими нетрудоспособность, были смертельные случаи и с инвалидным исходом, то долю числа
дней нетрудоспособности Ут следует определять по формуле:
УТ 
( ДТВ  ДТП )
,
( ДТВ ПРЕД  ДТП ПРЕД )
(8.6)
где: Дтв — число дней, недоработанных в отчетном периоде пострадавшим со
смертельным и инвалидным исходами по каждой основной причине производственного травматизма; Дтв пред—то же, в целом по предприятию, организации или производственному объединению.
ДТП и ДТП
ПРЕД
определяются по каждому пострадавшему путем сумми-
рования числа рабочих дней со дня смерти или выхода пострадавшего на инвалидность до конца отчетного периода, за который определяются материальные
последствия производственного травматизма; основная причина определяется
по данным пункта акта формы Н-1.
7.6 Порядок расследования профессиональных заболеваний
Расследования профессиональных заболеваний производятся в соответствии с порядком, установленным Инструкцией о порядке извещения, расследования, регистрации и учета профессиональных заболеваний.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
117
Инструкцией установлены два окончательных диагноза профессиональных
заболеваний: острое профессиональное заболевание и хроническое профессиональное заболевание. Профессиональные заболевания подлежат специальному
расследованию. Специальное расследование — расследование причин и условий возникновения профессионального заболевания, проводится врачом территориального
органа
санэпиднадзора
при
участии
врача
лечебно-
профилактического учреждения, представителей администрации и профсоюзной организации предприятия (учреждения).
По результатам расследования составляется акт по форме Н-1.
Порядок возмещения работодателями вреда, причиненного работникам
увечьем, профессиональным заболеванием или иным повреждением здоровья,
связанным с исполнением ими трудовых обязанностей. В соответствии со статьей 9 Основ законодательства Российской Федерации об охране труда и статьей 159 Кодекса законов о труде Российской Федерации работодатель обязан
возместить работнику вред, причиненный ему увечьем, профессиональным
заболеванием либо иным повреждением здоровья, связанным с исполнением
им трудовых обязанностей. Возмещение вреда состоит в выплате потерпевшему денежных сумм в зависимости от степени утраты профессиональной трудоспособности вследствие данного трудового увечья; в компенсации дополнительных расходов; в выплате в установленных случаях единовременного пособия; в
возмещении морального вреда.
Возмещение вреда регулируется Правилами возмещения работодателем
вреда, утвержденными постановлением Верховного Совета Российской Федерации от 24 декабря 1992 года № 4214-1 (ред. от 24.11.1995) « Об утверждении
правил возмещения работодателями вреда причиненного работникам увечьем,
профессиональным заболеванием либо иным повреждением здоровья, связанным с исполнением ими трудовых обязанностей».
Эти Правила имеют ряд особенностей и отличий от ранее действовавших
Правил:
1. Сфера действия новых Правил значительно шире, чем у прежних.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
118
Сейчас Правила распространяются на организации всех форм собственности и граждан, работающих по гражданско-правовым договорам
подряда.
Отменено правило о снижении размера возмещения вреда на
2.
сумму назначенной и выплаченной пенсии. Также не засчитывается в
счет возмещения вреда заработок, получаемый потерпевшим после
увечья.
3.
Предусмотрено исчисление пенсии из полного фактического
заработка.
4.
Введена индексация сумм возмещения вреда в связи с ростом
стоимости жизни и увеличением минимальной заработной платы.
5.
Предусмотрена выплата единовременного пособия, а также
возмещение морального вреда.
Работодатель несет материальную ответственность за вред, причиненный
здоровью работника трудовым увечьем, происшедшим как на территории организации, так и за ее пределами, а также во время следования к месту работы
или с работы на транспорте, предоставленном работодателем.
Под увечьем понимается любая травма: механическая, термическая, поражение электрическим током, химическая, психическая и другая, повлекшая за
собой кратковременную или длительную утрату трудоспособности, если она
является результатом несчастного случая, связанного с исполнением трудовых обязанностей. Непременным условием ответственности работодателя за
вред, причиненный работнику, является причинная связь полученного увечья
или иного повреждения здоровья с исполнением им трудовых обязанностей.
Ответственность работодателя зависит от того, при каких обстоятельствах
причинен вред:
если вред причинен источником повышенной опасности, работодатель
обязан возместить его в полном объеме, если не докажет, что вред возник
вследствие непреодолимой силы либо умысла потерпевшего, т.е. работодатель
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
119
в этих случаях отвечает и при отсутствии своей вины, например, если вред причинен случайно;
если вред причинен не источником повышенной опасности, работодатель
несет ответственность лишь при наличии свой вины и освобождается от ответственности, если докажет, что вред причинен не по его вине.
Понятие вины работодателя понимается в широком смысле, как необеспечение им здоровых и безопасных условий труда. Если грубая неосторожность
пострадавшего содействовала возникновению или увеличению вреда, то в зависимости от степени вины потерпевшего возмещение соответственно уменьшается, т.е. применяется смешанная ответственность работодателя и работника.
Степень утраты профессиональной трудоспособности потерпевшим
вследствие трудового увечья определяется врачебно-трудовой экспертной комиссией (ВТЭК) в процентах.
Полагающиеся пострадавшему денежные суммы в возмещение вреда,
компенсации дополнительных расходов и единовременное пособие могут быть
увеличены по согласованию сторон или на основании коллективного договора.
Впервые, с учетом опыта зарубежных стран, введено единовременное пособие.
Компенсация потерпевшему единовременно значительных сумм призвана наряду с материальной поддержкой потерпевшего способствовать принятию работодателем определенных мер по профилактике производственного травматизма.
Также впервые введено возмещение пострадавшему морального вреда.
Под моральным вредом подразумевается физические и нравственные страдания
пострадавшего.
В случае смерти работника в результате трудового увечья право на возмещение вреда имеют: нетрудоспособные граждане, состоявшие на иждивении
умершего или лишившиеся ко дню его смерти права на получение от него содержания; ребенок умершего, родившийся после его смерти, а также один из
родителей, супруг или другой член семьи, если он не работает и занимается ухо-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
120
дом за детьми, братьями, сестрами или внуками умершего, не достигшими 14
лет.
Правилами также предусмотрены порядок рассмотрения заявлений о возмещение вреда, порядок и сроки выплаты сумм в возмещение вреда.
Заключение
При эксплуатации КПГУ для обеспечения безопасности должны быть выполнены следующие условия (задачи):
Первое – осуществляется детальный анализ (идентификация) опасностей,
формируемых в изучаемой деятельности. Анализ должен проводиться в следующей последовательности: устанавливаются элементы среды обитания
(производственной среды) как источники опасности. Затем проводится оценка
имеющихся в рассматриваемой деятельности опасностей по качественным, количественным, пространственным и временным показателям.
Второе – разрабатываются эффективные меры защиты человека и среды обитания от выявленных опасностей. Под эффективными понимаются такие меры
защиты человека на производстве, которые при минимуме материальных затрат дают наибольший эффект: снижают заболеваемость, травматизм и смертность.
Для выполнения условий и задач данного раздела были выбраны принципы обеспечения безопасности, определены методы обеспечения безопасности
деятельности на проектируемой комбинированной парогазовой установке в
соответствии со стандартами по безопасности труда, правилами по технике
безопасности, санитарными нормами и правилами, инструкциями по охране
труда.
Проанализированы причины производственных травм возникающие при
эксплуатации КПГУ, показатели производственного травматизма , определены
нормативные документы, регламентирующие их воздействия. После чего
можно заметить, что внедрение установок типа КПГУ, путём надстройки паротурбинной установки газотурбинным контуром, позволит не только увели-
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
121
чить установленную мощность электростанции
и улучшить технико-
экономические показатели, но и уменьшить количество вредных выбросов.
Одним из важных выводов безусловно является тот факт, что модернизация существующих ТЭС с достаточно высоким процентом изношенности оборудования, путём надстройки газотурбинной установкой, является оптимальным решением проблем нормальной и стабильной работы энергетической системы России, является ещё одним шагом на пути к безопасному производству
электрической и тепловой энергии. Внедрение комбинированных установок
позволяет существенно уменьшить количество вредных выбросов в атмосферу, а следовательно улучшить экологическую обстановку в районе электростанции.
Разработанные мероприятия по снижению вероятности механического
травмирования на разрабатываемой КПГУ позволяют снизить уровень воздействия данного фактора на обслуживающий персонал электростанции до допустимого значения.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
122
8 Технико-экономическое обоснование эффективности инвестиций
В данной части проекта оценивается экономическая эффективность создания парогазовой установки на базе установок Т-110-130 и ГТЭ-160. Сочетание этих двух установок позволяет уменьшить удельный расход теплоты на
выработку энергии по сравнению с отдельно взятой газотурбинной и паротурбинной установкой.
Необходимо также показать насколько будут экономически эффективны
инвестиции в проектируемую КПГУ. Имеет смысл произвести оценку экономической эффективности инвестиций по динамическому сроку окупаемости,
так как это наглядный метод, учитывающий фактор времени.
8.1 Краткое описание рынка и условий сбыта
Рынок сбыта электроэнергии определен территорией охваченной ОАО
"Башкирэнерго". Основными покупателями производимой продукции будут
городское и сельское население, жилищные организации, промышленные
предприятия г.Уфы и т.д.
Тарифы по отпуску реализуемой продукции – электроэнергии:
а) сельскому населению и городскому населению, проживающему в домах, оборудованных стационарными электроплитами – 69 коп / кВтч;
б) городскому населению, проживающему в домах, оборудованных газовыми плитами – 98 коп / кВтч;
Тарифы по отпуску реализуемой продукции – пара и горячей воды:
а) населению – 231 руб./Гкал;
б) промышленным потребителям – 304 руб./Гкал;
в) теплоснабжение - 231 руб./Гкал.
Объем продаж проектируемой ТЭЦ 430,1МВт электроэнергии и 672,8 тыс.
Гкал теплоэнергии.
Общие сведения по проектируемой КПГУ
Проектируемая установка создается на базе паротурбинной установки типа Т-110-130 и двух газотурбинных установок типа ГТЭ-160.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
123
В данной проектируемой установке есть ряд существенных отличий от базовых установок:
1) снижена температура острого пара, подаваемого в паровую турбину:
- температура перегретого пара с 555 до 540 оС;
2) из схемы паровой турбины были убраны все регенеративные подогреватели высокого давления;
3) подогрев питательной воды и генерация пара осуществляется в котлеутилизаторе за счет тепла уходящих газов газовой турбины.
Такая схема КПГУ позволяет повысить основные энергетические показатели, такие как удельные расходы топлива и КПД по производству тепловой
и электрической энергии, а также КПД станции в целом, при этом достигается
прирост электрической мощности.
Полученные показатели тепловой экономичности и суммарные годовые
показатели являются исходной информацией для проведения исследований
экономической эффективности проекта.
В таблице №8.1 представлены энергетические характеристики КПГУ и
ПТУ.
Таблица №8.1 - Энергетические показатели КПГУ
Показатель
Вырабатываемая электрическая мощность, МВт
Отопительная нагрузка ТУ, МВт
Расход условного топлива на ПВК, кг/с
Расход условного топлива на ТЭЦ, кг/с
Расход условного топлива на производство теплоты по станции, кг/с
Расход теплоты топлива на станцию,
МВт
Удельный расход условного топлива на
производство эл. энергии, г/(КВт.час)
Удельный расход условного топлива на
производство теплоты, кг/Гкал
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
Обозначение
Значение
для КПГУ
Значение
для ПТУ
NЭ
430,1
107
QТЕПЛ
B ПВК
BТЭЦ
94,5
94,5
0
0
30,75
12,0
BТЕПЛ
3,24
3,24
QТЭЦ
901,9
352
bЭЛ
236,7
240,13
bТЕПЛ
143,5
143,5
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
124
8.2 Энергетический баланс
Баланс электрической мощности КПГУ составит 430,1 МВт,
в том числе:
1. По дипломному проекту установленная мощность на начало периода
N нуст , МВт
N нуст  430,1 МВт;
2. Установленная мощность на конец периода N куст , МВт
N куст  430,1 МВт;
уст , МВт
3. Средняя установленная мощность в расчетном периоде Nср
N сруст 
N сруст  430,1 МВт;
N нуст  N куст
,
2
(8.1)
4. Ограничения мощности
N огр  0,05  N уст ,
(8.2)
N огр  0,05  430,1  21,51 МВт;
5. Располагаемая мощность N расп. , МВт
N расп  N уст  N огр ,
N расп  430,1  21,51  408,6 МВт;
6. Мощность в ремонтах
N рем  0,05  N расп ,
N рем  0,05  408,6  20,43 МВт;
7. Мощность на собственные нужды и потери в ЛЭП, МВт
N с.н.  0,05  N расп ,
N с.н.  0,05  408,6  20,43 МВт;
8. Рабочая мощность N раб , МВт
N раб  N нагр  N резерв ,
где N резерв - резерв мощности на эл. станции.
N резерв  0,06  N уст ,
N резерв  0,06  430,1  25,81 МВт,
N нагр - нагрузка эл. станции;
N нагр  N расп  N резерв  N с.н  N рем ,
N нагр  408,6  25,81  20,43  20,43  363,4 МВт;
N раб  363,4  25,81  389,24 МВт;
9. Всего мощность в распоряжении N расп , МВт
N распор  N раб  N пок ,
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(8.3)
(8.4)
(8.5)
(8.6)
(8.7)
(8.8)
(8.9)
Лист
125
где N пок - покупная мощность с оптового рынка;
N пок  0 МВт,
N распор  389,24  0  389,24 , МВт.
Баланс электрической мощности ПТУ составит 107 МВт,
в том числе:
1. По дипломному проекту установленная мощность на начало периода
N нуст , МВт
N нуст  107 МВт;
2. Установленная мощность на конец периода N куст , МВт
N куст  107 МВт;
3. Средняя установленная мощность в расчетном периоде
N нуст  N куст
уст
N ср 
,
2
N сруст  107 МВт;
4. Ограничения мощности
N огр  0,05  N уст ,
N огр  0,05  107  5,35 МВт;
5. Располагаемая мощность N расп. , МВт
N расп  N уст  N огр ,
N расп  107  5,35  101,65 МВт;
6. Мощность в ремонтах
N рем  0,05  N расп ,
N рем  0,05  101,65  5,0825 МВт;
7. Мощность на собственные нужды и потери в ЛЭП, МВт
N с.н.  0,05  N расп ,
N с.н.  0,05  101,65  5,0825 МВт;
8. Рабочая мощность N раб , МВт
N раб  N нагр  N резерв ,
где N резерв - резерв мощности на эл. станции.
N резерв  0,06  N уст ,
N резерв  0,06  107  6,42 МВт,
N нагр - нагрузка эл. станции;
N нагр  N расп  N резерв  N с.н  N рем ,
N нагр  101,65  6,42  5,0825  5,0825  85,065 МВт;
N раб  85,065  6,42  91,485 МВт;
9. Всего мощность в распоряжении N расп , МВт
N распор  N раб  N пок ,
где N пок - покупная мощность с оптового рынка;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
126
N пок  0 МВт,
N распор  91,485  0  91,485 , МВт.
Полученные результаты по КПГУ и ПТУ заносим в таблицу №8.2.
Таблица №8.2 - Сводный баланс электрической мощности
Значение
Значение
для КПГУ для ПТУ
Наименование показателя
Установленная мощность на начало периода
N уст , МВт
Установленная мощность на конец периода
N уст , МВт
Средняя установленная мощность в расчетном
430,1
107
430,1
107
уст , МВт
периоде Nср
Ограничения мощности N огр , МВт
430,1
107
21,51
5,35
Располагаемая мощность N расп. , МВт
Мощность в ремонтах N рем , МВт
Мощность на собственные нужды и потери в
ЛЭП N с.н. , МВт
Рабочая мощность в том числе N раб , МВт
Нагрузка N нагр , МВт
Резерв мощности N рез , МВт
Всего мощность в распоряжении N распор , МВт
408,6
20,43
101,65
5,0825
20,43
5,0825
389,24
363,4
25,81
389,24
91,485
85,065
6,42
91,485
Баланс тепловой и электрической энергии КПГУ
1. Отпуск теплоэнергии, всего
Qотп  Qтепл  365  t рем   24 ,
(8.10)
Qотп  94500  365  20   24  782460000 КВт  ч 
 782,46 млнКВт  ч  672,794 тыс Гкал ,
где t рем - количество дней в ремонте (принимаем 20 дней),
Qтепл - общий расход теплоты на внешних потребителей;
2. Отпуск с коллекторов ТЭС
кол
Qотп
 672,79 тыс.Гкал;
3. Отпуск теплоэнергии в сеть
сеть
Qотп
 672,79 тыс.Гкал;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
127
4. Отпуск электроэнергии с шин
Эшин  N нагр  8280 ,
(8.11)
Эшин  363,4  8280  3008,95 млн.кВт час.
В расчетах время нахождения оборудования в ремонте принимается – 20
дней, таким образом оборудование будет эксплуатироваться – 8280 часов в
год.
5. Отпуск в сеть, всего
Эотп  3008,95 млн. кВт час.
6. Товарная продукция, тыс.руб.
ТП  ТП ЭЛ  ТП Т ,
(8.12)
где ТПЭЛ – товарная продукция по электроэнергии с учетом тарифов
ТП ЭЛ  Эшин  т ,
(8.13)
ТПЭЛ  3008,95  10 3  0,98  2948711 тыс.руб.,
ТПТ – товарная продукция по теплоэнергии с учетом тарифов
СЕТЬ
ТП  QОТП
 т,
(8.14)
ТП Т  672,794  304  204529 ,4 тыс.руб.
ТП=2948711+204529,4=3153300,5 тыс. руб..
Баланс тепловой и электрической энергии ПТУ
1. Отпуск теплоэнергии, всего
Qотп  Qтепл  365  t рем   24 ,
Qотп  94500  365  20   24  782460000 КВт  ч 
 782,46 млнКВт  ч  672,794 тыс Гкал ,
где t рем - количество дней в ремонте (принимаем 20 дней),
Qтепл - общий расход теплоты на внешних потребителей;
2. Отпуск с коллекторов ТЭС
кол
Qотп
 672,79 тыс.Гкал;
3. Отпуск теплоэнергии в сеть
сеть
Qотп
 672,79 тыс.Гкал;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
128
4. Отпуск электроэнергии с шин
Эшин  N нагр  8280 ,
Эшин  85,065  8280  704,3382 млн.кВт час.
В расчетах время нахождения оборудования в ремонте принимается – 20
дней, таким образом оборудование будет эксплуатироваться – 8280 часов в
год.
5. Отпуск в сеть, всего
Эотп  704,3382 млн.кВт час.
6. Товарная продукция, тыс.руб.
ТП  ТП ЭЛ  ТП Т ,
где ТПЭЛ – товарная продукция по электроэнергии с учетом тарифов
ТП ЭЛ  Эшин  т ,
ТПЭЛ  704,3382  10 3  0,98  690251,44 тыс.руб.,
ТПТ – товарная продукция по теплоэнергии с учетом тарифов
СЕТЬ
ТП  QОТП
 т,
ТП Т  672,794  304  204529 ,4 тыс.руб..
ТП=690251,44+204529,4=894780,84 тыс. руб..
Полученные результаты по КПГУ и ПТУ заносим в таблицу №8.3.
Таблица №8.3 – Сводный баланс электрической и тепловой энергии
Значение
для КПГУ
Отпуск теплоэнергии, всего
672,79
- в том числе с коллекторов ТЭС
672,79
Отпуск теплоэнергии в сеть
672,79
Отпуск электроэнергии с шин Эшин , млн.кВт час 3008,95
Отпуск в сеть Эотп , млн.кВт час
3008,95
Наименование показателя
Значение
для ПТУ
672,79
672,79
672,79
704,3382
704,3382
8.3 Смета затрат на производство энергии
Расход топлива КПГУ
1. Расход условного топлива на отпуск электроэнергии
э
B усл
 Эшин  bэл ,
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(8.15)
Лист
129
э
B усл
 3008,95  236,7  712,2 тыс. тут;
2. Расход условного топлива на отпуск теплоэнергии
т
кол
B усл
 Qотп
 bтепл ,
(8.16)
т
B усл
 672,79  143,5  96,57 тыс тут;
3. Расход условного топлива, всего
т
э
B  B усл
 B усл
,
B  96,57  712,2  808,8 тыс тут;
4. Расход натурального топлива
B
Bнатур  ,
k
где k - коэффициент перевода в у.т. природного газа,
808,8
Bнатур 
 708,8 млн.м3.
1,141
Расход топлива ПТУ
1. Расход условного топлива на отпуск электроэнергии
э
B усл
 Эшин  bэл ,
(8.17)
(8.18)
э
B усл
 704,3382  240,13  169,1327 тыс. тут;
2. Расход условного топлива на отпуск теплоэнергии
т
кол
B усл
 Qотп
 bтепл ,
т
B усл
 672,79  143,5  96,57 тыс тут;
3. Расход условного топлива, всего
т
э
B  B усл
 B усл
,
B  96,57  169,1327  265,70 тыс тут;
4. Расход натурального топлива
B
,
k
где k - коэффициент перевода в у.т. природного газа,
265,70
Bнатур 
 232,8 млн.м3.
1,141
Bнатур 
Полученные результаты заносим в таблицу №8.4.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
130
Таблица №8.4 - Расчет расхода условного топлива
Наименование показателя
Отпуск электроэнергии с шин Эшин , млн.кВт час
Удельный расход условного топлива на отпуск
электроэнергии bэл , г/кВтч
Значение
для КПГУ
Значение
для ПТУ
3008,95
704,3382
236,7
240,13
169,13
Расход условного топлива на отпуск электроэнергии
э
, тыс.тут
B усл
712,2
Отпуск теплоэнергии с коллекторов Qотп , тыс.Гкал
672,79
672,79
143,5
Удельный расход условного топлива на отпуск теплоэнергии bтепл , кг/Гкал
143,5
Расход условного топлива на отпуск теплоэнергии
т
, тыс.тут
B усл
96,57
96,57
808,8
265,70
708,8
232,868
1,141
1,141
Суммарный расход условного топлива ( природный
газ) B , тыс.тут
Суммарный расход натурального топлива B натур ,
млн.м3
Коэффициент перевода в у.т. природного газа
8.3.1 Текущие расходы
Расходы на материалы КПГУ
1. Прямые затраты на топливо, всего
З т  ( Ц топл  Ц трансп  Ц снабж )  Внатур ,
(8.19)
где Цтопл - цена поставок газа, составляет 1005 руб. за 1000 м3.
З т  (1005  83,21  38,93)  708,8  798916 ,8 ттыс.руб.
2.1. Прямые затраты на топливо на производство электроэнергии
З эт  Зт  D Э ,
(8.20)
Зэт  798916 ,8  0,8806  703526 ,2 тыс.руб.
где D Э - доля электроэнергии,
D 
Э
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
э
B усл
k B натур
,
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
(8.21)
Лист
131
DЭ 
712,2
 0,8806 ;
1,141  708,8
2.2. Прямые затраты на топливо на производство теплоэнергии
З тт  З т  D Т ,
(8.22)
ЗТТ  798916 ,8  0,119  95071,1тыс.руб.
где D Т - доля теплоэнергии,
D 
т
B усл
Т
DТ 
k B натур
(8.23)
,
96,57
 0,119 .
1,141  708,8
Расходы на материалы ПТУ
1. Прямые затраты на топливо, всего
З т  ( Ц топл  Ц трансп  Ц снабж )  Внатур ,
где Цтопл - цена поставок газа, составляет 1005 руб. за 1000 м3.
З т  (1005  83,21  38,93)  232,868  262475 ,15 ттыс.руб.
2.1. Прямые затраты на топливо на производство электроэнергии
З эт  Зт  D Э ,
З эт  262475 ,15  0,636  166934 ,2 тыс.руб.
где D Э - доля электроэнергии,
D 
Э
DЭ 
э
B усл
k B натур
,
169,13
 0,636 ;
1,141  232,868
2.2. Прямые затраты на топливо на производство теплоэнергии
З тт  З т  D Т ,
З ТТ  262475,15  0,364  95540,95 тыс.руб.
где D Т - доля теплоэнергии,
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
132
D 
т
B усл
Т
DТ 
k B натур
,
96,57
 0,364 .
1,141  232,868
Расходы по заработной плате для КПГУ
Фонд оплаты труда
1. Количество обслуживающего персонала
КП  N уст  k ,
(8.24)
КП  (430,1  94,5)  0,33  174 чел.;
2. Фонд оплаты труда, всего
ФОТ  КП  КМ  ЗП ср ,
(8.25)
ФОТ  174  12  12  25056 тыс.руб.,
где КМ – количество месяцев в году,
ЗП – средняя зарплата, тыс.руб/чел.;
Отчисления с фонда оплаты труда КПГУ
1. Отчисления с ФОТ, всего
Отч 
Отч 
ФОТ  ЕСН
,
100%
(8.26)
25056  26%
 6514,56 тыс. руб,
100%
где ЕСН – единый социальный налог;
1.1. Отчисления с ФОТ, электроэнергия
Отч Э  Отч  D Э ,
(8.27)
Отч Э  6514 ,56  0,8806  5736,72 тыс. руб;
1.2. Отчисления с ФОТ, теплоэнергия
Отч Т  Отч  D Т ,
(8.28)
Отч Т  6514 ,56  0,119  775,23 тыс. руб.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
133
Расходы по заработной плате для ПТУ
Фонд оплаты труда
1. Количество обслуживающего персонала
КП  N уст  k ,
КП  (107  94,5)  0,33  67 чел.;
2. Фонд оплаты труда, всего
ФОТ  КП  КМ  ЗП ср ,
ФОТ  67  12  12  9648 тыс.руб.,
где КМ – количество месяцев в году,
ЗП – средняя зарплата, тыс.руб/чел..
Отчисления с фонда оплаты труда ПТУ
1. Отчисления с ФОТ, всего
Отч 
Отч 
ФОТ  ЕСН
,
100%
9648  26%
 2508,48 тыс. руб,
100 %
где ЕСН – единый социальный налог;
1.1. Отчисления с ФОТ, электроэнергия
Отч Э  Отч  D Э ,
Отч Э  2508,48  0,636  1595,4 тыс. руб;
1.2. Отчисления с ФОТ, теплоэнергия
Отч Т  Отч  D Т ,
Отч Т  2508,48  0,364  913,09 тыс. руб.
Капиталовложения в КПГУ составят:
С  N ЭЛ  с ,
(8.29)
где с – удельные капиталовложения, $/кВт.
Средние удельные капиталовложения для КПГУ 500-800 $/кВт.
С  430,1  500  27,2  5848,00  10 3 тыс.руб.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
134
Амортизация КПГУ составит:
1. Амортизация, всего
A
C  Ha
,
100 %
(8.30)
На – норма амортизации,
На 
1
 100 %,
Та
(8.31)
Та  срок использования оборудования, лет
Та=15 лет;
На 
1
 100 %  6,7%;
15
5848,00  10 3  6,7
A
 391,816  10 3 тыс.руб./год.
100
Капиталовложения в ПТУ составят:
С  N ЭЛ  с ,
где с – удельные капиталовложения, $/кВт.
Средние удельные капиталовложения для ПТУ 900 $/кВт.
С  107  900  27,2  2619 ,36  10 3 тыс.руб.
Амортизация ПТУ составит:
1. Амортизация, всего
A
C  Ha
,
100 %
На – норма амортизации,
На 
1
 100 %,
Та
Та  срок использования оборудования, лет
Та=15 лет;
На 
Изм.
Лист
1
 100 %  6,7%;
15
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
135
2619 ,36  10 3  6,7
A
 175,4971  10 3 тыс.руб./год,
100
8.3.2 Затраты на ремонтно-техническое обслуживание
КПГУ
Затраты, всего
З РТО  YРТО  N  T p  10 3 ,
(8.32)
где YРТО - удельный показатель РТО, 10 - 15руб/(МВт*ч),
Tp - время работы газоперекачивающего аппарата,
N
5%  N расп
T p  8760  (1  расп )  8760  (1 
)  8760  (1  0,95)  8322 ч;
N
100%  N расп
рем
З РТО  13  430,1  8322  10 3  46530,799 тыс.руб;
Затраты на электроэнергию:
З Э  З РТО  D Э ,
РТО
(8.33)
З Э  46530 ,799  0,8806  40975,02 тыс.руб;
РТО
Затраты на теплоэнергию:
ЗТРТО  ЗРТО  DТ ,
(8.34)
ЗТРТО  45630,799  0,119  5537,17 тыс.руб.
Прочие расходы КПГУ, всего
ПР  k пр  (ФОТ  А  З РТО ),
(8.35)
где k пр - коэффициент прочих расходов;
ПР  0,25  (25056  379601  46530,799)  112796,9 тыс.руб;
ПТУ
Затраты, всего
З РТО  YРТО  N  T p  10 3 ,
где YРТО - удельный показатель РТО, 10 - 15руб/(МВт*ч),
Tp - время работы газоперекачивающего аппарата,
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
136
N
5%  N расп
T p  8760  (1  расп )  8760  (1 
)  8760  (1  0,95)  8322 ч;
N
100%  N расп
рем
З РТО  13  107  8322  10 3  11575,9 тыс.руб;
Затраты на электроэнергию:
З Э  З РТО  D Э ,
РТО
З Э  11575 ,9  0,636  7362 ,27 тыс.руб;
РТО
Затраты на теплоэнергию:
ЗТРТО  ЗРТО  DТ ,
ЗТРТО  11575,9  0,364  4213,63 тыс.руб.
Прочие расходы КПГУ, всего
ПР  k пр  (ФОТ  А  З РТО ),
где k пр - коэффициент прочих расходов;
ПР  0,25  (9648  175497 ,1  11757 ,9)  49225,75 тыс.руб;
8.4 Основные технико-экономические показатели проекта
Таблица №8.5 - Технико-экономические показатели проектов КПГУ
Наименование показателя
Установленная мощность
Электрическая, МВт
По тепловой энергии, МВт
Тепловая, Гкал/ч
Отпуск энергии
Электрической, тыс.кВт ч.
Тепловой, Гкал
Расход топлива
Условного, т.у.т.
На отпуск электроэнергии, т.у.т.
На отпуск теплоэнергии, т.у.т.
Натурального (природный газ), тыс.куб.м
На отпуск электроэнергии, тыс.куб.м
На отпуск теплоэнергии, тыс.куб.м
Удельный расход условного топлива на отпуск энергии
Электрической, г/кВт ч.
Тепловой, кг/Гкал
Численность промышленно-производственного персонала, чел
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
Значения
КПГУ
Значения
ПТУ
430,1
94,5
81,26
107
94,5
81,26
3008950
672794,4
704338,2
672794,4
808763,84
712218,47
96545,37
708820,2
624205,5
84614,7
265676,37
169131
96545,37
232845,2
148230,5
84614,7
236,7
143,5
240,13
143,5
174
67
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
137
Продолжение таблицы №8.5
Штатный коэффициент, чел/МВт
Капиталовложения, тыс.руб.
Удельные капиталовложения, $/кВт
Товарная продукция, тыс.руб.
По электроэнергии, тыс.руб.
По теплоэнергии, тыс.руб.
Себестоимость производства энергии, тыс.руб.
По электроэнергии, тыс.руб.
По теплоэнергии, тыс.руб.
Прибыль от реализации энергии, тыс.руб.
Рентабельность энергии, %
Средние расчетные тарифы
На электроэнергию, коп/кВт ч.
На теплоэнергию, руб./Гкал
Критический объем производства энергии
По электроэнергии, тыс.кВт ч.
По теплоэнергии, Гкал
Число часов использования вырабатываемой электрической мощности
Расчетный по проекту, ч/год
При критическом объеме производства, ч/год
Коэффициент использования мощности
Расчетный по проекту
0,33
0,33
5848001
2619362
500
900
3153300,5 894780,84
2948771
690251,44
204529,498 204529,498
1381631,06 510930,38
1216664,31 324951,72
164414,096 185978,65
1771669,4 383850,55
128,2
75,13
98
304
98
304
633503,8
425417,15
209017,86
554832,5
6996
1473
6583
1953
0,7986
0,7514
8.5 Обоснование экономической эффективности проекта
1. Приведенные затраты
З  И  ЕН К ,
(8.36)
где ЕН – коэффициент экономической эффективности (для энергетики
ЕН=0,13).
КПГУ
З  1381631,1  0,13  5848001  2141871,2 тыс.руб.,
ПТУ
З  510930 ,4  0,13  2619362  851447 ,44 тыс.руб.
З КПГУ  З ПТУ .
2. Абсолютный срок окупаемости
К
,
(8.37)
Т
Пр
КПГУ
5848001
Т
 3,3 лет,
1771669 ,4
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
138
ПТУ
2619362
Т
 6,8 лет.
383850 ,6
Т КПГУ  Т ПТУ , т.е. инвестиции в проектируемую КПГУ окупятся за счет
прибыли быстрее, чем инвестиции в аналогичную ПТУ.
3. Рентабельность капиталовложений
r
Пр
,
К
(8.38)
КПГУ
1771669 ,4
r
 0,303 ,
5848001
ПТУ
383850 ,6
r
 0,146.
2619362
rКПГУ  rПТУ , т.е. прибыль, получаемая с каждого рубля инвестиций, для
проектируемой КПГУ больше, чем для ПТУ.
4. Рентабельность производства
Р
Пр
,
с/с
(8.39)
КПГУ
1771669 ,4
Р
 128,2% ,
1381631,1
ПТУ
383850 ,6
Р
 75,13% .
510930 ,38
Р КПГУ  Р ПТУ , т.е. прибыль, полученная с 1 руб. текущих затрат, для проектируемой КПГУ больше, чем для аналогичной ПТУ.
5. Чистый дисконтированный доход
ЧДД t 
t
t
ЧДД   R 1  p 
t
i 1
1t
t
,
(8.40)
i 1
где Rt  ТП  с / с  А ,
р – ставка дисконтирования, принимается как среднее арифметическое от
уровня инфляции (12%), риска по модернизации (6%) и минимальной рентабельности р = 0,11.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
139
ЧДД 1   К ;
ЧДД 2  (ТП  с / с  А)(1  р) 1 2  ЧДД 1 ;
ЧДД 3  (ТП  с / с  А)(1  р) 13  ЧДД 2 , и. т.д.
Таблица №8.6 – К расчету ЧДД
год
1
2
ЧДД t КПГУ -5848001 -4093796,9
-2619362 -1920563,4
ЧДД t ПТУ
8
3327430
662124,3
3
4
5
6
7
-2513433 -1089681,5 192977,4* 1348526 2389561
-1291015 -723854,46 -212899 247421,36* 662124,3
9
10
4172357,1 4933552,7
998706,55 1301933,8
11
5619315
1575111
12
6237118
1821217,5
13
6793698
2042935
14
15
7295120,8 7746853
2242679,8 2422630
ЧДД>0 (доходы>расходов), вложение инвестиций в проект экономически
эффективно.
Для КПГУ ЧДД5>0, а для ПТУ ЧДД6>0.
Через 6 лет окупятся обе установки, но предпочтительнее КПГУ, т.к.
ЧДД 6КПГУ  ЧДД 6ПТУ .
6. Динамический срок окупаемости
ЧДД t

,
(8.41)
t СРОК  t 
ЧДД t  ЧДД t

t   последний год, в котором ЧДД0 и равен ЧДД t ,
где

 чистый дисконтированный доход, в год ( t  +1).
ЧДД t
Для КПГУ
 1089681,5
КПГУ
t СРОК
4
 4,8 года,
1348526  (  1089681,5)
Для ПТУ
 212899
ПТУ
t СРОК
5
 5,5 лет.
247421,36  (212899 )
Проектируемая установка окупится на 2 года раньше, чем ПТУ.
7. Индекс доходности
ДД
,
(8.42)
ИД 
ДР
где ДД – дисконтированный доход,
Т
ДД   ТПТ 1  р  ,
1Т
(8.43)
1
где ДР – дисконтированный расход,
Т
ДР   ( К  ( И  И А )  Н )(1  р)1Т .
(8.44)
1
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
140
Таблица №8.7. – К расчету ИД
год
1
2
3
4
5
6
7
ДДкпгу 3153300,5 5994111,8 8553401 10859067 12936244 14807574 16493458
ДРкпгу 5848001 6934608,2 7913534 8795448,3 9589966 10305748 10950596
ДДкпгу 894780,84 1700889,7 2427114 3081369,9 3670790 4201798,7 4680185
ДРпту 2619362 2726672,3 2823348 2910443,6 2988908 3059596,5 3123280
8
9
10
11
12
13
14
15
18012271 19380572 20613275 21723819 22724308 23625650 24437670 25169220
11531541 12054914 12526422 12951204 13333890 13678652 13989249 14269066
5111164 5499432,95849224,9 6164353 6448251,8 6704017 6934435,6 7142020
3180652 3232339,2 3278904 3320854 3358647,2 3392695 3423368,6 3451003
ИД КПГУ  1,8 ,
ИД ПТУ  1,69 .
Т.к. ИД>1, то оба проекта эффективны, но предпочтительнее КПГУ, по-
тому что ИДКПГУ>ИДПТУ.
Показатели экономической эффективности проектируемой КПГУ и существующей ПТУ представлены в табл. 8.8.
Таблица №8.8. – Показатели экономической эффективности
КПГ
У
ПТУ
З
Т
r
Р
ЧДД
tСРОК
2141871,2
3,30
0,303
128,2
ЧДД5>0
4,8
ИД
1,8
851447,44
6,8
0,1465
75,13
ЧДД6>0
5,5
1,69
Приведенные затраты КПГУ больше, чем ПТУ, но срок окупаемости 4,8
года меньше нормативного, составляющего для энергетики 6,7 лет, и меньше
срока окупаемости ПТУ.
При этом капиталовложения во внедряемую установку составили 5848001
тыс руб, а прибыль от реализации энергии - 1771669,4 тыс.руб. Прибыль, получаемая с каждого рубля инвестиций, для проектируемой КПГУ составила
0,303, а для ПТУ – 0,146. Для КПГУ ЧДД5>0, а для ПТУ ЧДД6>0.
После проведенных расчетов можно сделать вывод об экономической эффективности инвестиций в надстройку ТЭЦ на базе паротурбинной установки
Т-110-130 газотурбинным контуром ГТЭ-160.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
141
Заключение
В дипломной работе выполнены проектные расчеты по созданию газопаротурбинной энергетической установки мощностью NЭКПГУ=157 МВт на базе
газотурбинной установки ГТЭ-160 и паровой турбины Т -110-130.
Установка позволяет обеспечить потребителя электроэнергией и теплотой,
за счет выработки электрической энергии паротурбинным контурам, путём
выработки пара (и горячей воды) в котлах-утилизаторах за счёт утилизации в
них тепла уходящих газов ГТУ.
Принято ряд мер для повышения эффективного КПД газопаротурбинной
установки. В комбинированной газопаротурбинной установке для выработки
пара наряду с утилизационной теплотой используется теплота, получаемая
сжиганием дополнительного количества топлива в камере дожигания котлаутилизатора.
На данном режиме при стандартных стендовых условиях рассчитанная
комбинированная ПГУ с дожиганием топлива эффективнее простой ПТУ.
Осуществлен расчет термодинамических параметров газотурбинной
установки. Построены климатические характеристики двигателя при изменение температуры от +45…-45 0 С. Выполнен расчет дроссельных характеристик ГТУ от значений
n нд .пр
= 0,85; 0,9; 0,95; 1,05, а также влияние измене-
ний температуры окружающей среды на основные параметры комбинированной энергетической установки.
Выполнен проверочный
расчёт подогревателя низкого давления
ПН-250-16-7. Из расчёта видно, что использование ПН-250-16-7 в качестве
ПНД удовлетворяет потребности турбоустановки Т-110-130.
Проведена оценка вредных и опасных факторов возникающих при эксплуатации КПГУ.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
142
Выполнено технико-экономическое обоснование проекта. Которое подтверждает экономическую целесообразность построения комбинированной
парогазовой установки. Приведенные затраты КПГУ больше, чем ПТУ, но
срок окупаемости 4,8 года меньше нормативного, составляющего для энергетики 6,7 лет, и меньше срока окупаемости ПТУ.
При этом капиталовложения во внедряемую установку составили 5848001
тыс руб, а прибыль от реализации энергии - 1771669,4 тыс.руб. Прибыль, получаемая с каждого рубля инвестиций, для проектируемой КПГУ составила
0,303, а для ПТУ – 0,146.
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
143
Список литературы
1. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблица теплофизических свойств воды и водяного пара. Справочник.– М.:МЭИ, 1999г;
2. Арьков Ю.Г. , Шайхутдинов З.Г. Конвертирование АД для использования в наземных энергетических установках.- Уфа: изд УАИ, 1986;
3. Белов С. В., Ильницкая А. В., Козьяков А. Ф. и др. Безопасность
жизнедеятельности: Учебник для вузов. – 2–е изд., испр. и доп. – М.:
Высшая школа, 1999 г. – 488 с.;
4. Влияние начальных параметров на тепловую экономичность газопаротурбинной установки: Методические указания к лабораторной работе по
дисциплине “Тепловые и атомные электрические станции”. Сост.
И. З. Полещук. – Уфа: УГАТУ, 2002 – 26с.;
5. Волкова Е., Новикова Т., Шульгина В. Экономическая целесообразность
форсированного внедрения ПГУ и ГТУ при обновлении тепловых электростанций//Газотурбинные технологии. 2004.Январь–Февраль. с. 20-24;
6. ГОСТ Р ИСО 11042-1-2001 УСТАНОВКИ ГАЗОТУРБИННЫЕ Методы
определения выбросов вредных веществ;
7. Инструкция по эксплуатации турбины ПТ-60-130, Уфимская ТЭЦ-2.–
Уфа, 2003г;
8. Котлер В.Р. Беликов С.Е., Верещетин В.А. Использование газа на тепловых электростанциях США и проблемы экологии//Электрические станции. 2004. №4. с. 66 – 68.;
9. Крюков А.И., Аксельрод С.Е. Перспективы развития и некоторые пути
совершенствования конструкций ГТД. – Уфа: изд. УАИ, 1979. – 50 с.;
10.Кукин П.П., Лапин В.Л. и др. Безопасность технологических процессов и
производств. Охрана труда. – М.: Высшая школа, 2002. – 319 с., ил.;
11. Новикова Т.В., Ерохина И.В., Хоршев А.А. Масштабы внедрения ПГУ и
ГТУв среднесрочной перспективе//Газотурбинные технологии. 2005.
Сентябрь. с. 6 – 9;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
144
12.Ольховский Г.Г., Трушечкин В.П., Малахов С.В., Агеев А.В. Диаграмма
режимов ГТУ V94.2 Северо-Западной ТЭЦ// Электрические станции.
2003. №11. с. 2 – 6;
13. ОНД-86. Методика расчёта концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий. Л.,1987.;
14. Полещук И.З. Составление и расчет принципиальных тепловых схем
ТЭЦ. Методические указания к курсовому проекту по дисциплине “ТЭС
и АЭС”, /Уфимский гос. авиац. тех.ун – т. – Уфа, 2003;
15. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергия, 1976.;
16. Стандарт предприятия (СТП УГАТУ 002-98). Требования к построению,
изложению, оформлению.-Уфа.:1998;
17. Стерман Л.С., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. Учебник для вузов. – М.: Издательство МЭИ, 2004;
18. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные паровые турбины и
турбоустановки. Учебное пособие для вузов.– МЭИ, 2002г;
19. Цанев С.В., Буров В.Д., Ремезов А.Н. Газотурбинные и парогазовые
установки тепловых электростанций, М.: МЭИ, 2002;
20. Цанев С.В., Буров В.Д., Карташев Д.В. Технические решения по регулированию электрической нагрузки одновальных энергетических ГТУ.
Российский и зарубежный опыт// Электрические станции.2005. №4. с.9–
13;
21.Эксплутационная готовность и надежность современных промышленных
газотурбинных двигателей// Газотурбинные технологии. 2005. Март. с. 2
– 4;
22. www.fips.ru;
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
145
Приложения
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
146
Приложение А
(обязательное)
Принципиальная схема паротурбинной установки Т-110-130
Рисунок А - Принципиальная схема паротурбинной установки Т-110-130
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
147
Приложение Б
(обязательное)
Принципиальная схема комбинированной парогазовой
установки на базе Т-110-130 и ГТЭ-160
Рисунок Б - Принципиальная схема комбинированной парогазовой установки
на базе Т-110-130 и ГТЭ-160
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
148
Приложение В
(обязательное)
Разрез газовой турбины ГТЭ-160
Рисунок В1 – Продольный разрез ГТЭ-160
Рисунок В2 – Поперечный разрез ГТЭ-160
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
149
Приложение Г
(обязательное)
Подогреватель низкого давления ПН-250-16-7
Рисунок Г - Подогреватель низкого давления ПН-250-16-7
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
150
Приложение Е
Условные обозначения
АЭС – атомная электрическая станция
ВС – верхний сетевой подогреватель
ВПП – вертикальный пароперегреватель
ВЭ – водяной экономайзер
ГПТУ – газопаротурбинная установка
ГПУ – газопаровая установка
ГТ – газовая турбина
ГТУ – газотурбинная установка
ДВ – дутьевой вентилятор
ДКВ – деаэратор обратного конденсата и добавочной воды
ДПВ – деаэратор питательной воды
ДС - дымосос
ДТ – дымовая труба
ИСП – испаритель
К – конденсатор
КПД – коэффициент полезного действия
КПП – конвективный пароперегреватель
КС – камера сгорания
КУ – котел утилизатор
КПГУ – комбинированная парогазовая установка
НК – насос конденсационный
НС – нижний сетевой подогреватель
ОД – охладитель дренажа
ОУ – охладитель уплотнений
ОЭ – охладитель эжекторов
ПВД – регенеративный подогреватель высокого давления
ПВК - пиковый водогрейный котел
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
151
ПГ–парогенератор
ПГУ–парогазовая установка
ПН – питательный насос
ПНД – регенеративный подогреватель низкого давления
ПОВ – подогреватель химически очищенной воды
ПП–пароперегреватель
ПСВ – подогреватель сетевой воды
ПТ–паровая турбина; теплофикационная турбина с промышленным и отопительным отборами пара
ПТУ – паротурбинная установка
Р – расширитель, редуктор
С - смеситель
СТ – свободная турбина
ТУ – турбоустановка
ТЭЦ – теплоэлектроцентраль
УШ – уплотнения штоков клапанов
ЭГ - электрогенератор
ЭК – экономайзер
Изм.
Лист
№ докум.
Подпись Дата
103.1.ТЭС502.013.ПЗ
Лист
152