В схему турбины Т-100/130 включаются: теплофикационная установка, которая состоит из двух подогревателей типа ПСВ-500-2 с поверхностью нагрева 500 м²; блоки конденсатных насосов подогревателей сетевой воды ПСВ-320-160 в количестве двух на каждый турбоагрегат, сетевые насосы первого и второго подъема, соответственно типа 14НДС и 10НМК (по два). Насос типа 14НДС резервный.

Для покрытия пиковых нагрузок на ТЭЦ имеются пиковые водогрейные котлы (ПВК) типа ПТВМ-100 и КВГМ-180.

Для поддержания температуры на выходе с ТЭЦ предусмотрены регуляторы температуры: РТ-1,2,3.

Для подпитки теплосети установлены вакуумные деаэраторы производительностью 400 т/ч каждый; подпиточные насосы типа 12-Д-4, производительностью 450-500 м³/ч, напором 0,38-0,5 МПа. Один из них резервный.

6. Выбор состава основного оборудования и расчет тепловой схемы

ТЭЦ

6.1 Исходные данные для расчета

Место расположения ТЭЦ - Самарская область.

1. Станция имеет связь с энергосистемой.

2. Техническое водоснабжение - оборотное с градирнями.

3. Отпуск пара на производство:

расход пара  = 17,5 кг/с;

давление пара - 1,3 МПа.

4. Присоединенные расчетные тепловые нагрузки ТЭЦ:

- на отопление - =976,9 МВт;

- на вентиляцию - =157,6 МВт;

- на горячее водоснабжение - =314 МВт.

5. Температурный график теплосети / = 120/55.

6. Теплофикационная система открытого типа.

7. Конденсата пара с производства не возвращается.

6.2 Уточнение исходных данных для проектирования

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

Тепловая нагрузка ТЭЦ распределяется на основные и пиковые источники тепла.

В качестве пикового источника тепла на ТЭЦ, как правило, используются пиковые водогрейные котлы. Основная тепловая нагрузка, покрываемая паром из отборов турбин. В расчетах принята величина = 0,57. Найдем расчетную тепловую нагрузку сетевых подогревателей теплофикационных турбин:

и пиковых водогрейных котлов:

Определим расчетный расход пара из теплофикационных отборов всех турбин ТЭЦ на сетевые подогреватели, предварительно оценив величину разности энтальпий отборного пара и конденсата =2165 кДж/кг:

Найдем величину расхода пара из регулируемых промышленных и теплофикационных отборов турбин для удовлетворения внешних технологических и теплофикационных нагрузок потребителей:

Ориентировочно оценим требуемую паропроизводительность энергетических котлоагрегатов ТЭЦ. Учитывая, что Самарская ТЭЦ имеет малую нагрузку промышленных отборов принимаем величину =1,4, предварительно определим требуемое значение расхода пара энергетических котлоагрегатов ТЭЦ:



6.3 Расчет состава основного турбинного и котельного оборудования

Дополнительная теплофикационная нагрузка собственных нужд - (отопление зданий ТЭЦ, подогрев греющей воды для вакуумных деаэраторов подпитки теплосети) обеспечивается за счет того, что часть прямой сетевой воды после сетевых подогревателей турбин направляется в соответствующие теплообменники на ТЭЦ:

Тогда действительная тепловая нагрузка сетевых подогревателей:

и требуемый расход пара из теплофикационных отборов турбин

Соответственно этому фактическая теплофикационная нагрузка ТЭЦ составит:

Необходимое количество пара покрывается производственным отбором турбины ПТ-60 (D_П -140 т/ч). Теплофикационная нагрузка покрывается тремя Т -100, работающими на номинальном режиме °= 340 т/ч, отопительным отбором турбины ПТ-60  = l00 т/ч и частью выхлопа турбины Р-50, направленного в бойлера.

Зная нагрузку Т-100/130 и ПТ-60, находим:

т/ч.

Требуемый расход пара промышленным потребителям из производственных отборов турбин СамТЭЦ, D_П =63 т/ч меньше номинальных значений промышленных отборов турбин ПТ-60 и Р-50.

Для покрытия пиковых теплофикационных нагрузок на СамТЭЦ установлены пять котлов КВГМ-180 и три ПТВМ-100 пиковых водогрейных котлов. Нагрузка, которую необходимо покрыть составляет 622,86 МВт, а работая на номинальную мощности все пиковые водогрейные котлы способны выработать до 1396,7 МВт. Однако, необходимо отметить, учитывая расходы нагреваемой воды в водогрейных котлах и расход воды в теплосети ТЭЦ (19000-20000 м³/ч), что одновременно в номинальном режиме могут работать лишь 4 котла (3 ПТВМ и 1 КВГМ). При этом их суммарная тепловая мощность будет составлять 744,3 МВт или 640 Гкал/ч.

Очевидно, что котлы легко могут покрывать Q_PACЧ, при этом часть котлов можно вывести в резерв или ремонт.

Суммарный расход пара на турбины ТЭЦ при их работе в номинальном режиме составит:

т/ч.

Определим максимальный расход пара энергетических котлов ТЭЦ при работе турбоагрегатов в номинальном режиме, учитывая расходы пара на собственные нужды и потери:

т/ч.

где =0,065 - доля пара на собственные нужды станции, определяется как сумма расходов пара на собственные нужды из производственного и теплофикационных отборов.

Поэтому устанавливаем на СамТЭЦ котельные агрегаты типа БКЗ-420-140 НГМ номинальной паропроизводительностью по 420 т/ч.

Число этих котлов должно быть: 2247,6/420=5,35.

Таким образом, состав основного оборудования устанавливаемого на Самарской ТЭЦ следующий: 3хТ-100/130, 1хПТ-60-130/13, 1хР-50-130/15, 5хБКЗ-420-140НГМ, 5хКВГМ-180, 3хПТВМ-100.

6.4 Проверка удовлетворения состава основного энергетического оборудования требованиям ПТЭ

Далее необходимо проверить, выполняются ли требования норм технологического проектирования по условиям обеспечения надежности теплоснабжения потребителей от проектируемой ТЭЦ.

Проверка соответствия выбранного варианта состава основного оборудования требованиям норм технологического проектирования ТЭС производится в следующем порядке.

6.4.1 Аварийный останов энергетического котла

Вначале проверяется возможность покрытия ТЭЦ тепловых нагрузок при аварийной остановке одного энергетического котлоагрегата.

В этом случае суммарная паропроизводительность пяти работающих котлов будет равна:

т/ч.

здесь - расход пара на собственные нужды, определяется по формуле:

т/ч

При останове одного из котлов турбина ПТ-60-130/13 продолжает работать в номинальном режиме с расходом пара к промышленным потребителям порядка 90 т/ч (с учетом расхода части пара на собственные нужды ТЭЦ).

Следовательно, при останове одного котла обеспечивается поддержание ТЭЦ внешней промышленной нагрузки.

Теплофикационная мощность оборудования ТЭЦ в этом режиме должна быть достаточной для покрытия средней теплофикационной нагрузки самого холодного месяца которая определяется по формуле:

где t_в = 18С - температура внутри зданий; - средняя за наиболее холодный месяц температура наружного воздуха; _, - соответственно, расчетная температура наружного воздуха для отопления и вентиляции.

Для Самарской области = -13,8С, = -29С, = -18С:

С учетом собственных теплофикационных нужд станции фактическая величина средней за наиболее холодный месяц теплофикационной нагрузки ТЭЦ:

При постоянной величине коэффициента теплофикации =0,57 из теплофикационных отборов турбин будет покрываться нагрузка:

Вообще, достаточна работа 3-х турбин Т-100-130 с нагрузкой отборов равной 100% от максимальной и турбины ПТ-60-130/13 с нагрузкой теплофикационных отборов равной 60%. Расход пара на турбины при этом режиме составляет:

Поскольку 3 турбины Т-100-130 с и турбина ПТ-60 с покрывают требуемую тепловую мощность и производственный отбор, то турбина Р-50-130/13 может работать с  = 0.

На пиковые водогрейные котлы приходится нагрузка:

Поскольку 1 пиковый котел ПТВМ-100 и 3 пиковых котла КВГМ-180 работают в номинальном режиме, то покрывают тепловую нагрузку в количестве:

=1-116,3+3-209,34=744,32 МВт.

Таким образом, при выходе из строя одного энергетического котла ТЭЦ обеспечивает неизменную величину отпуска пара промышленному потребителю и покрытие средней теплофикационной нагрузки самого холодного месяца при некотором снижении КПД ТЭЦ, что допустимо для ТЭЦ, работающей в энергосистеме.

6.4.2 Выход из строя одного пикового водогрейного котла

Фактическая тепловая нагрузка сетевых подогревателей турбин ТЭЦ

МВт.

Условие проверки:

1141,3 2074,7.

Условие выполняется, вариант состава оборудования приемлем.

6.4.3 Аварийный выход из строя одной из основных турбин ТЭЦ

При остановке турбины ПТ-60 возникающий недоотпуск пара из промышленного отбора необходимо полностью компенсировать увеличением до .

Из теплофикационных отборов должна быть отпущена тепловая мощность не менее чем =650,5 МВт.

При аварийном останове турбины ПТ-60 оставшиеся в работе 3 турбины Т-100 отпускают следующую теплофикационную мощность: 610,6 МВт, кроме того, часть выхлопа турбины Р-50 используется для нагрева воды в основных бойлерах.

Следовательно, тепловая мощность покрывается.

Пар на производство и собственные нужды дросселируется от котлов через РОУ 14/1,5 МПа или из производственного отбора турбины Р-50.

При выходе из строя одной турбины Т-100 необходимая теплофикационная нагрузка СамТЭЦ =1141,3 Гкал/ч покрывается работающими пиковыми котлами, двумя турбинами Т-100, величина максимальной теплофикационной нагрузки которых равна 2•184=368 Гкал/ч, турбиной ПТ-60 и направлением части выхлопа турбины Р-50 в основные бойлера.

При аварийном останове турбины Р-50 Q_T полностью обеспечивается работающим оборудованием ТЭЦ, a Q_П покрывается турбиной ПТ-60. Для покрытия дефицита пара на производство и собственные нужды ТЭЦ необходимо дополнительное включение РОУ 14/1,5 МПа.

Выбранный вариант основного оборудования СамТЭЦ полностью удовлетворяет требованиям норм технологического проектирования.

6.5 Разработка внешних узлов тепловой схемы ТЭЦ

После выбора состава основного оборудования следует уточнить принципиальную тепловую схему проектируемой станции.

Перед тем как приступить к расчету тепловой схемы, необходимо определить характеристики ее внешних узлов.

Расход сетевой воды в подающем трубопроводе теплосети для открытой теплофикационной системы определяется по формуле:

где = 120С,  = 50С - температура прямой и обратной воды теплосети при расчетной температуре наружного воздуха.

Потери с продувочной водой и потери пара и конденсата от внутренних утечек в тепловой схеме ТЭЦ можно определить по паропроизводительности котлов. Приняв , определим расход продувочной воды котлов:

6.6 Расширители непрерывной продувки (РНП)

Для упрощения анализа считаем, что на ТЭЦ имеется один РНП, в который входит продувочная вода от всех работающих котлов.

Материальный и тепловой балансы расширителей непрерывной продувки:

= + ;

· =·i_рнп + ·

При давлении в барабанах котлов = 16 МПа энтальпия насыщения котловой воды равняется  = 1634,52 кДж/кг.

При давлении в РНП = 0,6 МПа насыщенный пар, образовавшийся из перегретой котловой воды, будет иметь энтальпию = 2599,06 кДж/кг, а неиспарившаяся в расширителе вода имеет энтальпию насыщения = 670кДж/кг.

Расход неиспарившейся воды из РНП, направляемой через ПСВ-I на подпитку сети:

Потери пара и конденсата от утечек из пароводяного тракта не должны превышать 1,6% для промышленно-отопительных ТЭЦ. Приняв долю утечек , определим необходимый расход добавочной химобессоленной воды на ТЭЦ для компенсации утечек:

Суммарный расход добавочной воды химобессоленной воды на ТЭЦ, требуемый для компенсации внутренних и внешних потерь пара и конденсата:

Приняв, что потери сетевой воды в теплосети составляют 2% от расхода сетевой воды, а неиспарившаяся в РНП продувочная вода используется для подпитки теплосети, определим величину расхода умягченной химочищенной воды (ХОВ), идущей на подпитку теплосети:

Примем расход сырой воды на собственные нужды ХВО 25%:

6.7 Вакуумный деаэратор добавочной воды

В вакуумном деаэраторе добавочной воды производится удаление агрессивных газов из добавочной обессоленной воды.

Добавочная вода, поступающая в вакуумный деаэратор после ХВО должна иметь температуру t_ДВ=30°C. Задаваясь температурой на выходе из деаэратора t_SBВ=70°C, определяем количество сетевой воды необходимой для нагрева добавочной воды до этой температуры. Греющим агентом в деаэраторе является прямая сетевая вода, которая последовательно нагревается в сетевых подогревателях турбин.

Количество прямой сетевой воды будет:

Где =250 кДж/кг - энтальпия насыщения воды на выходе из вакуумного деаэратора при t_SBД=60°C;

= 130 кДж/кг- энтальпия добавочной воды при t_BД=60°C;

=335 кДж/кг - энтальпия сетевой воды при t_CB=90°C.

6.8 Вакуумный деаэратор подпитки теплосети (ДП)

Греющим агентом для вакуумных деаэраторов подпитки теплосети (ДП) является часть сетевой воды, отводимой после ВСП. Из уравнения теплового баланса определим требуемую величину расхода греющей сетевой воды в деаэратор подпитки:



= 130 кДж/кг- энтальпия подпиточной воды.

Вследствие того, что часть сетевой воды после ВСП турбин используется в качестве греющей воды в вакуумном деаэраторе подпитки теплосети, тепловая нагрузка верхних и нижних сетевых подогревателей турбин увеличится на:

,

где = 230 кДж/кг при =55С.

Фактический расход пара из теплофикационных отборов турбин кг/с, при этом на подогрев греющей воды ДП в сетевых подогревателях турбин будет израсходовано пара:

6.9 Определение расхода пара из промышленных отборов

турбины ПТ-60-130/13

Полный расход обессоленной воды в тепловой схеме ТЭЦ (обратный конденсат и добавочная вода) будет равен:

Считаем, что турбина ПТ-60 будет работать в расчетном режиме с постоянной нагрузкой при номинальном расходе острого пара. Номинальный расход питательной воды через ПВД, ПНД этой турбины, в соответствии с заводскими данными:

= + =100+3 = 103 кг/с,

Регенеративная система турбины ПТ-60 состоит из трех ПВД и четырех ПНД.

Для выполнения теплового расчета тепловой схемы ТЭЦ необходимо предварительно определить все расходы.

Параметры пара в точках процесса расширения в проточной части турбины ПТ-60 и в ее отборах на номинальном режиме приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Результаты расчетов процесса расширения в проточной части турбины ПТ-60 и в ее отборах на номинальном режиме

Точка процесса	Обозначен. на ПТС	Пар в отборах	Количество отбираемого пара
		Р, МПа	t, С	i, кДж/кг	Di, кг/с
0		12,8	565	3500
0'		12,55	562	3500
1	П1	3,3	384	3190	5,78
2	П2	2,238	336	3100	4,76
3	П3	1,47	287	3010	7,695
	Д	1,47	287	3010
4	П4	0,518	186	2825	4,285
5	П5	0,267	129	2720	4,095
6	П6	0,1176	106	2600	1,326
7	П7	0,0638	91	2530	0,091
К	К	0,031	25,1	2350

Суммарный расход конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД в деаэратор турбины Р-100:

= 5,78+4,76+7,695 = 18,24 кг/с.

В табл. 6.2 приведены параметры пара, конденсата и питательной воды при работе турбины ПТ-60 на расчетном режиме. При построении таблицы принято, что потери давления в паропроводах отборов равны 8.

Таблица 6.2

Параметры пара, конденсата и питательной воды при работе турбины ПТ-60 в расчетном режиме

Точка процесса	Параметры пара в камере отбора	Параметры пара в регенеративных подогревателях
	, МПа	, С	i, кДж/кг	, С	, кДж/кг	, МПа
0	12,8	565	3500
0'	12,55	562	3500
1	3,3	384	3190	2,0	1010	3,04
2	2,238	336	3100	2,0	916	2,06
3	1,47	287	3010	2,0	824	1,54
Д	1,47	287	3010	5,0	668	0,588
4	0,518	186	2825	5,0	632	0,475
5	0,267	129	2720	5,0	535	0,246
6	0,1176	106	2600	5,0	428	0,1083
7	0,0638	91	2530	5,0	358	0,0586
К	0,031	25,1	2350

Уточненное значение расхода пара на ДВД находится по формуле:

где - энтальпия конденсата после ПНД4 для номинального режима.

Примем t_SD =158 °C, ей соответствует p_SD =0,588 МПа и энтальпия кипящей воды .

Расход основного конденсата, поступающего в ДВД из системы ПНД:

Решая совместно два последних уравнения, определяем расход греющего пара на деаэратор и величину расхода основного конденсата:

Расход сетевой воды через ПСГ-1 и ПСГ-2 турбины ПТ-60:

Электрическая мощность турбины Р-100 при расчетном режиме:

Расход пара на ПСГ-1:

Расход пара на ПСГ-2:



Расходы пара по отсекам турбины ПТ-60 на расчетном режиме приведены в таблице 6.3.

Таблица 6.3

Расходы пара по отсекам турбины ПТ-60 на расчетном режиме

Отсек турбины	Расход пара через отсек	Величина расхода через отсек, кг/с	Расходы пара в отборы, кг/с
I		100
II		94,22	=5,78
III		89,26	=4,76
IV		62,93	=7,695
V		58,645	=4,285
VI		54,55	=4,095
VII		15,924	= 1,326
VIII		6,51	=0,091

Теперь может быть определен отпуск пара из промотбора ПТ-60:

6.10 Электрическая мощность турбины ПТ-60 при расчетном режиме:

= 61746,58 кВт.

Расход пара из промышленных отборов турбин ТЭЦ для промышленных потребителей должен составлять 63 т/ч. Из промотбора каждой турбины ПТ-60 внешним потребителям должен отпускаться пар в количестве 17,525 кг/с.

Энергетические показатели турбоустановок ТЭЦ на максимально зимнем режиме

Полный расход тепла на турбоустановку ПТ-60-130/13:

100•(3500-993,45) = 250655 кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки Т-100/120-130:

3•105,6•(3500 - 993,45) = 794059,2 кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки Р-50-130/13:

119,4•(3500 - 993,45) = 299282,1 кВт.

Полный расход тепла на турбоустановки ТЭЦ:

=+ + 250655+794059,2+299282,1=1343996 кВт.

Расход тепла на производственных потребителей:

кВт,

Расход тепла турбоустановками на отопление, вентиляцию и ГВС:

825650 кВт.

Общий расход тепла турбоустановками на внешних потребителей:

 825650+52675 = 878325 кВт.

Расход тепла турбоустановками ТЭЦ на выработку электрической энергии:

1343996,3-878325=465671,3 кВт.

Полный КПД турбоустановок ТЭЦ:

=410000/1343996,3=0,305

КПД турбоустановок ТЭЦ по производству электроэнергии:

41000/465671,3=0,88.

7. Расчет ПГУ

7.1 Исходные данные

1. Тепловая схема ПГУ (рис.8.1.) включает в себя две одинаковые ГТУ с КУ, деаэратор и паровую турбину с конденсацией отработавшего пара. Деаэратор питается паром из коллектора, к которому присоединены трубопроводы контуров НД обоих КУ.

Потоки перегретого пара, выходящие из контуров ВД двух КУ, смешиваются и подаются к паровой турбине. Потоки пара, вышедшие из контура НД, также перемешиваются друг с другом и подаются в камеру смешения.

2. Химический состав природного газа: CH₄ - 95,4%, C₂Н₆ - 2,6%, C₃Н₈ - 0,5% его плотность кг/нм³.

3. Каждая ГТУ имеет следующие характеристики:

- электрическая мощность

МВт

- температура газов на выходе

- электрический КПД ГТУ

4. Температура наружного воздуха , давление .

5. Давление в конденсаторе .

6. Давление перед стопорно-регулирующими клапанами (СРК) ЦВД: , перед СРК ЧНД МПа.

7. Давление а деаэраторе МПа.

8. КПД генератора , механический .

Необходимыми температурными напорами будем задаваться.

При проведении расчетов будем пренебрегать зависимостью энтальпии воды от давления.

7.2 Определение теплофизических характеристик уходящих газов

Низшую теплоту сгорания газа определяем из соотношения:

=358,2 CH₄+637,46 C₂H₆+860,05 C₃H₈+107,98 H₂+126,36 CO.

=358,2•95,4+637,46•2,6+860,05•0,5 = 36490 кДж/(нм³ т.г).

Расход топливного газа в камеру сгорания ГТУ рассчитываем по формуле:

(нм³ т.г)/с

Массовый расход уходящих газов ГТУ равен

(кг п.с)

Стехиометрический теоретически необходимый расход воздуха определяем по формуле:

(нм³ воздуха)/(нм³ т.г).

Коэффициент избытка воздуха в уходящих газах ГТУ равен:



где - плотность топливного газа, кг/нм3; - расход уходящих газов ГТУ, кг п.с/с.

7.3 Расчет котла-утилизатора

1. Выбрав температурный напор на выходе из ППВД °С, определяем температуру пара перед СРК:

=555-25 = 530 °С.

Энтальпия пара перед СРК ВД 3462 кДж/кг.

2. Давление пара в барабане ВД определяем по:

= 9,24 МПа,

Температура насыщения в нем =305,2 °С,

Энтальпия насыщенного пара кДж/кг.

3. Выбираем значение недогрева питательной воды, поступающей барабан ВД, = 7°С. Тогда энтальпия недогретой воды:

=4,19•(305,2-7) = 1249,5 кДж/кг.

4. Температуру газов за ИВД определяем по соотношению:

 = 305,2+8 = 313,2°С,

где =8°С - принятый температурный напор в пинч-точке ВД.

5. По =555 °С. и находим энтальпии газов соответственно на входе в КУ и выходе из ИВД:

853,34 кДж/кг, = 593,3 кДж/кг

6. Определяем расход пара ВД, генерируемого одним КУ:

184(853,34-593,3)/(3462-1249,5) = 21,63 кг/с.

7. Параметры питательной воды в деаэраторе, из которого она поступает в контур ВД, соответствуют давлению = 0,55 МПа:

температура насыщения = 155,5 °С;

энтальпия насыщенной воды

= 655,7 кДж/кг.

Найдем энтальпию газов за контуром ВД:

= 593,3-21,63 (1249,5-655,7)/184 = 523,5 кДж/кг,

которой соответствует температура = 245,9 °С.

8. Энтальпия газов за ППВД:

= 853,34-21,63(3462 -2773,4)/184 = 772,4 кДж/кг,

а температура = 481 °С.

9. Определяем тепловые мощности поверхностей нагрева контура ВД. Тепловые мощности ППВД, ИВД и ЭВД:

=184 (853,34 - 772,4) = 14893 кВт,

=184 (772,4 - 593,3) = 32954 кВт,

=184 (593,3 - 523,5) = 12843 кВт

Переходим к расчету контура НД КУ.

10. Выбрав температурный напор на выходе из ППВД = 25,9 °С, находим температуру пара перед СРК НД

=245,9 - 25,9 = 220 °С.

Так как давление пара перед СРК НД = 0,9 МПа, то энтальпия =2881 кДж/кг.

11. Давление в барабане НД находим из соотношения:

=(1 + 0,05)•0,9 = 0,945 МПа.

Тогда температура насыщения в нем = 177,4 °С, энтальпия насыщенной воды = 751,8 кДж/кг, а энтальпия насыщенного пара = 2774,9 кДж/кг.

12. Энтальпия недогретой воды, поступающей в барабан НД из деаэратора, = 655,7 кДж/кг.

13. Приняв температурный напор в пинч-точке НД = 12,6 °С, находим в ней температуру газов:

= 177,4 + 12,6 = 190 °С,

14. Паропроизводительность контура НД

=

=184 (523,5 - 460,5)/(2881 -655,7) = 5,2 кг/с.

15. Температура воды на входе в ГПК должна быть:

= 60 °С. Тогда ей соответствует энтальпия

=4,19•60 = 251,4 кДж/кг.

16. Примем недогрев конденсата за ГПК до температуры насыщения в деаэраторе = 7,5 °С. Тогда температура и энтальпия недогретого конденсата, поступающего в деаэратор, соответственно равны:

= 155,5 - 7,5 = 148 °С,

4,19 148 = 620,1 кДж/кг.

17. Из уравнения теплового баланса для деаэратора найдем расход пара на деаэратор:

=

= 2(21,63+ 5,2) (655,7-620,1)/(2881 -620,1)= 0,845 кг/с.

18. По заданному давлению в конденсаторе = 5 кПа определяем температуру конденсата = 32,9 °С, энтальпию конденсата, поступающего к точке смешения с рециркуляцией = 137,8 кДж/кг, энтальпию конденсирующегося пара ⁼2560,8 кДж/кг и удельный объем пара = 28,19 м³/кг.

19. Расход воды на рециркуляцию:

=

=(21,63 + 5,2 - 0,845/2) (251,4- 137,8)/(620,1 -251,4) = 8,14 кг/с.

20. Расход конденсата через ГПК

=

= 21,63+ 5,2- 0,845/2 + 8,14 = 34,55 кг/с.

21. Энтальпия уходящих газов КУ определяется по аналогии:

=

= 460,5-34,55(620,1 -251,4)/184 = 391,27 кДж/кг,

а их температура = 117 °С.

22. КПД КУ по соотношению:

23. Энтальпия газов за ППНД

=

= 523,5 - 5,2•(2881 - 2774,9) / 184 = 520,5 кДж/кг,

а температура газов за ППНД = 243 °С.

24. Тепловые мощности ППНД, ИНД и ГПК:

= 184(523,5 -520,5)= 552 кВт,

= 184 (520,5 - 460,5) = 11040 кВт,

= 184 (460,5 - 391,27) = 12738 кВт.

25. Тепловая мощность, отданная газами ГТУ в паротурбинный цикл

=2•184 (853,34 - 391,27) = 170042 кВт,

26. Тепловая мощность, полученная паром двух КУ

=

= 2•21,63•3462+(2 5,2-0,845) •2881-[2 (21,63 + 5,2)-0,845]137,8 =

= 170016 кВт.

Разница полученных величин мала, что свидетельствует о правильности расчетов. В дальнейшем будем считать, что тепловая мощность каждого КУ равна среднему значению = 170030/2 = 85015 кВт.

Построенная тепловая диаграмма представлена на рис. 5.3.



Рис. 7.1. Тепловая диаграмма ? =f (Q) и t =f (Q) для котла утилизатора ПГУ

7.4 Приближенный расчет паровой турбины

1. Паровая турбина для рассматриваемой ПГУ должна быть двухцилиндровой с ЦВД и однопоточным ЦНД. После ЦВД пар поступает в камеру смешения с давлением .

После камеры смешения пар расширяется в ЦНД до давления р_к.

2. Давление перед ЦНД оценим в = 0,9 МПа.

3. Принимаем потерю давления в СРК НД = 0,03 и находим давление в камере смешения:

= (1-0,03)•0,9 = 0,87 МПа.

3 Аналогично давление пара перед проточной частью ЦВД

= (1- 0,03)•8,8 = 8,54 МПа,

где, как и в предыдущем случае потеря давления в СРК ВД =0,03.

По этому давлению и энтальпии перед СРК ВД = 3462 кДж/кг (точка О) определим все параметры перед проточной частью ЦВД:

температура = 528 °С, удельный объем = 0,0415 м³/кг, энтропия = 6,781 кДж/(кг•К).

5. Строим изоэнтропический адиабатный процесс расширения пара в ЧВД до =0,9 МПа (рис.5.4), определяем энтальпию = 2829 кДж/кг и удельный объем =0,218 м³/кг в конце процесса расширения.

6. Рассчитываем изоэнтропический теплоперепад ЧВД:

= 3462 - 2829 = 633 кДж/кг.

7. Относительный внутренний КПД ЧВД оцениваем по приближенной эмпирической формуле для группы ступеней малой веерности, работающей в сухом паре:

где м³/кг - средний для отсека удельный объем, а коэффициент, учитывающий влажность =1.

8. Рассчитываем использованный теплоперепад ЧВД:

 =6330,868 = 549,4 кДж/кг.

Рис. 7.2. Процесс расширения пара в турбине двухконтурной ПГУ

9. Внутренняя мощность ЧВД:

=221,63549,4 = 23767 кВт.

10. Определяем энтальпию пара в конце процесса расширения:

= 3462-549,4 = 2912,6 кДж/кг.

Энтальпия и давление = 0,9 МПа определяют все параметры пара в камере смешения: = 232 °С, = 0,12 м³/кг, = 6,857 кДж/(кгК).

11. Энтальпия пара в камере смешения (пред ЧНД точка О₁) определяется по условию смешения соотношением:

Эта энтальпия и давление = 0,87 МПа определяют все параметры пара в камере смешения =233 °С, = 0,237 м³/кг, =6,872 кДж/(кг•К).

12. Строя изоэнтропический процесс расширения пара в ЧНД по давлению р_к = 5 кПа, определяем энтальпию = 2110 кДж/кг ,удельный объем = 1,057 м³/кг и сухость = 0,812 в конце процесса расширения. Изоэнтропический теплоперепад отсека = 797 кДж/кг. Линия процесса расширения пересекает пограничную кривую в точке с энтальпией = 2738 кДж/кг, и тогда «влажная» часть процесса расширения = 628 кДж/кг.

13. Коэффициент, учитывающий влажность, определяем по соотношению:

= 1 - 0,8•(1-0,15) • 0,14/2•628/797=0,962,

где учтено протекание процесса расширения в области влажного пара, использование внутриканальной сепарации влаги ( = 0,15), а влажность в конце действительного процесса расширения в качестве 1-го приближения принята равной у_к =0,14 (в дальнейшем при необходимости это значение можно будет уточнить).

14. Потерю с выходной скоростью определяем по характеристике выбранной последней ступени (прил. 4): = 16 кДж/кг и в соответствии с эмпирической зависимостью. Относительный внутренний КПД ЧНД:

15. Использованный теплоперепад ЧНД:

= 797•0,85=677,5 кДж/кг.

16. Энтальпия пара на выходе из ЦНД:

=2907-677,5=2229,5 кДж/кг.

17. Параметры и p_к дают значение сухости за ЦВД = 0,862, т.е влажность y_к = 0,138. Так как ее отличие от принятого невелико, то уточнение расчетов не требуется. Значение энтропии  = 7,3 кДж/(кг •К).

18. Внутренняя мощность ЦНД:

= 52,815•677,5 = 35782 кВт.

19. Внутренняя мощность ЦВД:

кВт.

20. Внутренняя мощность паровой турбины:

кВт.

21. Электрическая мощность паровой турбины:

кВт.

7.5 Определение экономических показателей парогазовой установки

Абсолютный электрический КПД ПТУ

Абсолютный электрический КПД ПСУ:

Электрическая мощность ПГУ определяется по:

 кВт.

Теплота, подведенная в камеру сгорания одной ГТУ

кВт.

Абсолютный электрический КПД брутто ПГУ

= /(2 )=187774/(2 •184660)=0,508.

8. Экономический анализ проекта

8.1 Исходные данные для расчета

1.  Расчетная денежная единица - тыс.руб.

2.  Коэффициент пересчета (курсовая разница) - 30 руб./дол.

3.  Интервал планирования, дней - 360.

4.  Срок жизни проекта (количество интервалов планирования) - 12 лет.

5.  Средние значения тарифов на отпускаемую электрическую и тепловую энергию (для ТЭЦ) - 2500 руб/1000 кВт•ч. и 518 руб./Гкал.

6.  Средняя величина нормы амортизации, % от проектируемых полных капитальных вложений - 8%

7.  График освоения дополнительных (проектных) мощностей: 1 -й год -30%; 2-й год - 60%; 3-й год 100%.

8.  Налог на прибыль, % (по состоянию на текущий момент) - 20%.

9.  Ставка дисконтирования (Е) - 12%

8.2 Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект

Капитальные вложения в основное оборудование рассчитывается исходя из следующих примерных величин удельных капвложений:

-для импортных ГТУ:

а) мощностью 10-50 МВт =400…350 долл./кВт;

б) мощностью 50-100 МВт =350…320 долл./кВт;

в) мощностью 100-240 МВт =320…290 долл./кВт;

- для отечественных ГТУ удельные капвложения на 10-20% меньше;

-для паровых турбин высоких параметров (при давлении острого пара больше 90 ата) с конденсатором =240-260 долл./кВт; без конденсатора (типа Р, ТР и ПТР) - на 10-20% меньше;

-для паровых турбин низких параметров («приключенных») с конденсатором =120-140 долл./кВт; без конденсатора - на 10-20% меньше;-для энергетических котлов =(50000…55000) долл./т/ч;

-для водогрейных котлов =(53000…58000) долл./Гкал/ч;

-для котлов-утилизаторов (КУ) за ГТУ стоимость составляет 0,2…0,3 от стоимости ГТУ.

Рассматривается вариант расширения ТЭЦ вводом ПГУ на базе 2 отечественных газотурбинных установок ГТЭ-65.

Основные технические характеристики двигателя ГТЭ-65:

-электрическая мощность 65 МВт;

-электрический КПД 35,2 %.

Кроме двух ГТЭ-65 в главном корпусе устанавливаются два паровых КУ и паровая конденсационная турбина типа К-60-90.

Основные технические характеристики турбины К-60-90:

-электрическая мощность 60 МВт;

-электрический КПД 34 %.

По = 320•0,8=256 долл./кВт и электрической мощности определяем стоимость 2 ГТУ:

= 2•65•10³•256=33,28 млн. долл.=998,4 млн. руб.

Стоимость двух котлов-утилизаторов:

= 0,2•33,28= 6,656 млн. долл.=199,68 млн. руб.

По = 120 долл./кВт определяется стоимость турбины К-60-90:

=60•120•10³ = 7,2 млн. долл.=216 млн. руб.

Стоимость основного оборудования:

=33,28+6,656+7,2=47,14 млн. долл.=1,414 млрд.руб

По =0,5 (из диапазона 0,4…0,6) определяем суммарные капвложения:

КВ=47,14/0,5=94,28 млн. долл.=2,828 млрд. руб.

Общие удельные капвложения оказались равными:

= = 248,1 долл./кВт.

8.3 Определение дополнительных отпусков электроэнергии и тепла

1. Дополнительная установленная электрическая мощность:

= 2•65 + 60 = 190 МВт;

2. Задаемся числом часов использования дополнительной установленной электрической мощности:

= 6000 ч/год;

3. Дополнительная годовая выработка электроэнергии:

= 190•6000=1140•10⁶ кВт•ч/год;

4. Принимая коэффициент собственных нужд на уровне = 0,05, подсчитываем дополнительный годовой отпуск электроэнергии:

= 1140•10⁶•(1-0,05)= 1083•10⁶ кВт•ч/год;

8.4 Определение эксплуатационных расходов

Укрупненная калькуляция годовых эксплуатационных затрат проводится в следующей последовательности:

1. Годовые расходы условного топлива:

=0,123/0,352 = 0,349 кг.у.т/кВт•ч,

B_ГТУ = =0,349•2•65000•6000 = 272•10⁶ кг.у.т/год.

=0,123/0,34= 0,362 кг.у.т/кВт•ч;

B_Э= =0,362•60000•6000=130•10⁶ кг.у.т/год.

В=B_ГТУ + B_Э=272000+130000=402000 т.у.т/год

2. Годовые затраты на топливо определяются исходя из стоимости условного топлива =2500 руб./т.у.т и его годового расхода:

=402000•2500=1,005•10⁹ руб./год;

3. Годовые затраты на оплату труда (ФЗП) обслуживающего персонала:

И= =1•190•20000•12 = 45,6•10⁶ руб./год;

где штатный коэффициент, по таблице Приложения принят равным 1 чел/МВт;

электрическая мощность устанавливаемых (по проекту) турбоагрегатов, МВт;

среднемесячная заработная плата одного работника эксплуатационного персонала, принята равной 20000 руб./мес.;

12 - количество месяцев в году;

4. Начисления на фонд (основной и дополнительный ) заработной платы обслуживающего персонала единого социального налога (ЕСН - в пенсионный, социального страхования, медицинского страхования федерального и регионального фондов) - 36% от ФЗП:

= 45,6•10⁶•0,36=16,42•10⁶ руб./год,

где :36% - максимальное значение налоговой ставки единого социального налога (ЕСН) по регрессивной шкале.

5. Амортизационные отчисления по объектам основных производственных фондов( проектных), (средняя норма амортизации 5-15%)

= 226•10⁶ руб./год,

6. Прочие затраты:

=(1005+45,6+16,42)•10⁶•0,28=299•10⁶ руб./ год;

7. Итоги годовых эксплуатационных затрат :

И= ++ =(1005+45,6+16,42+226+299)•10⁶=

=1592•10⁶ руб./год;

8.5 Определение показателей себестоимости электрической энергии для расширяемой части ТЭЦ

1.Объем выработанной электрической энергии:

= 1140•10⁶кВт-ч/год;

2. Годовые издержки относимые на производство электроэнергии:

=1592•10⁶ руб./год;

3. Себестоимость электрической энергии:

=1592/1140=1,4 руб./кВт•ч.

Финансово-экономический анализ по программе «Альт-Инвест-Прим»

В таблице приведена информация вводимая в программу «Альт-Инвест-Прим.

Таблица 8.1

Показатель	Единица измерения	Величина
Расчетная денежная единица	тыс. руб.лей
Коэффициент пересчета (курс валют)	1,0 долл. / руб..	30
Интервал планирования (ИП)	дней	360
Срок жизни проекта (количество интервалов планирования)	Интервал планирования	12
Объем производства и продаж: - график освоения производства - электроэнергия отпущенная потребителям (100% - 5% = 95% от произведенной с учетом внутрипроизводственного потребления)	% по интервалам планирования тыс.кВт-ч/год	I - 30% II - 60% III - 100% 1083000
Выручка от реализации: - средний тариф (средняя доходная ставка) за 1000 кВт-час.электроэнергии	руб./1000 кВт·ч.	1883
Текущие затраты (годовые): - топливо - заработная плата эксплуатационных рабочих - отчисления на социальное страхование (ЕСН) - прочие операционные затраты	тыс. руб.. тыс. руб.. % %	1005000 45600 36 28
Инвестиционные затраты: - график освоения инвестиций (по интервалам планирования) - постоянные инвестиционные затраты - амортизационные отчисления (средняя норма амортизации)	% тыс. руб.. %	I - 65% II - 35% 2828000 8
Источники финансирования: - оптимальный график кредитования (собственные средства Самараэнерго) - проценты за кредит (среднегодовые)	- %	0 0
Отчет о прибыли: - налоги до налога на прибыль (средняя налоговая ставка) - налог на прибыль (налоговая ставка) - налоги после налога на прибыль (средняя налоговая ставка	% % %	1 20 1
Анализ эффективности проекта: - ставка сравнения и индексы дисконтирования	%	верхняя табл.-8, нижняя табл. - 10

Основные итоговые результаты анализа коммерческой эффективности проекта

1. Для индекса дисконтирования Е=8% :

простой срок окупаемости Т= 5,6 года;

чистый поток денежных средств нарастающим итогом (ЧПДС или ЧД)

ЧД = 3508524 тыс. руб. за 12 лет;

внутренняя норма доходности (прибыли) ВНД или IRR - 20,8%;

чистая текущая стоимость проекта NPV - 1682275 тыс. руб;

рентабельность инвестиций NPVR - 61,1%;

дисконтированный чистый поток денежных средств нарастающим итогом (ДЧПДС или ЧДД) = 3508524 тыс. руб;

дисконтированный срок окупаемости Т= 6,8 года.

8.6 Выводы по финансово-экономическому анализу

1. Результаты проведенного комплексного финансово-экономического анализа подтверждают предварительную гипотезу об эффективности инвестиционного проекта.

2. Анализируя эффективность проекта без учета внешнего коммерческого финансирования (за счет собственных средств), необходимо отметить, что простой срок окупаемости капитальных вложений составит 5,6 года, а дисконтированный срок окупаемости 7,2 года (при внутренней норме прибыли IRR = 20,8% и E = 8,0%).

3. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) представляет собой разницу между суммой приведенных эффектов (чистого дисконтированного притока денежных средств) и дисконтированной к тому же моменту времени величиной капитальных вложений. Полученное значение ЧДД = 1120286 тыс. руб. говорит о том, что ЧДД > 0 (при Е = 8,0%) , проект является эффективным и может рассматриваться вопрос о его принятии.

4. Расчетное значение оценочного показателя IRR (внутренняя норма прибыли, %) или внутренняя норма доходности ВНД = 20,8% говорит о том, что при Е = 8% сумма дисконтируемых эффектов (чистый дисконтированный приток денежных средств) будет равен дисконтированным (к тому же моменту времени) капитальным вложениям. ВНД = 20,8% - это предельно допустимая (максимальная) стоимость денежных средств (величина процентной ставки по кредиту, размер дивидендов по эмитируемым акциям и т.д.), которые могут привлекаться для финансирования проекта)

5. Если для реализации проекта потребуется получение банковской ссуды, то значение ВНД = 20,8% показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, выполнение которой делает проект убыточным; т.е. для анализируемого проекта процентная ставка не должна быть свыше 20,8%.

6. Расчетное значение рентабельности инвестиций (NPVR = 47,5%) говорит о том, что по проекту ожидается 0,475 руб.. чистого дисконтированного притока на каждый рубль дисконтированных инвестиционных расходов. Обычно расчет NPVR дополняют оценочным показателем NPV (или ЧДД).

7. Полученные значения простого срока окупаемости капитальных вложений (Т_ок = 5,6 года при Е = 8%) показывает, что 5,6 года необходимо для возмещения инвестиционных расходов. Это наглядно отображено на графике изменения накопленного дохода по временным интервалам (точка пересечения кривой накопленного дохода с осью временных интервалов). Значение дисконтированного срока окупаемости (Т_ок(д) =7,2 года для Е = 8,0%) показывает, что сумма эффектов, дисконтированных на момент завершения инвестиций через 7,2 года будет равна сумме дисконтированных инвестиций.

8. С учетом того, что основной недостаток показателя срока окупаемости (как простого, так и дисконтированного) заключается в том, что он не учитывает весь период функционирования инвестиций и, следовательно, на него не влияет вся та отдача, которая лежит за пределами Т_ок. Поэтому показатель срока окупаемости (Т_ок) служит не столько оценочным показателем эффективности инвестиций, сколько в виде ограничения при принятии решения, т.е. если срок окупаемости проекта больше, чем принятые ограничения, то он исключается из списка возможных инвестиционных проектов.

9. Финансово - экономический анализ отчета прибыли наглядно отображает величину прибыли, получаемой предприятием за весь срок жизни проекта.

10. Анализируя полученные диаграммы изменения основных финансово - экономических показателей по годам жизни проекта (диаграмма изменения операционных затрат, себестоимости и выручки от реализации электрической и тепловой энергии; диаграммы формирования накопленной чистой прибыли; диаграмма притока и оттока денежных потоков и их накопление к 12-му году жизни проекта; диаграмма накопления чистого и чистого дисконтированного дохода), можно выявить (и весьма наглядно) механизмы формирования основных показателей эффективности дипломных разработок.

Результаты проведенного комплексного финансово-экономического анализа подтверждают предварительную гипотезу об эффективности инвестиционного проекта.

9. Охрана труда

Самарская ТЭЦ построена в непосредственной близости к тепловым потребителям. Площадка ТЭЦ расположена на землях, малопригодных для сельского хозяйства, не затапливаемых природными водами. Все здания и сооружения соединены автодорогой с покрытием. Расположение ТЭЦ по отношению к жилому сектору и его объектам согласуется с «розой» ветров. Здания и сооружения размещены с учетом вредности и количества выбрасываемых в атмосферу веществ. С подветренной стороны расположены объекты с наибольшей вредностью, а с наветренной - с наименьшей.

Здания и сооружения размещены таким образом, чтобы обеспечить наиболее благоприятные условия для естественного освещения.

Главных корпус выполнен на компоновке серийной газомазутной ТЭЦ. Компоновка выполнена двухпролетной: машзал и котельное отделение. В машзале и котельном отделении полы не скользкие, гладкие, без щелей огнестойкие. Лестничные марши имеют ограждения. Дверные проемы без порогов. В помещениях предусмотрены аварийные выходы. Лестницы - для эвакуации в главном корпусе предусмотрены наружными, открытыми со стороны временного торца.

Все здания и сооружения в процессе их эксплуатации находятся под постоянным техническим надзором, подвергаются периодическим общим осмотрам и целевым проверкам состояния отдельных конструктивных элементов.

Как правило, общий технический осмотр зданий проводится дважды в год (весной и осенью).

9.1 Безопасность эксплуатации технологического оборудования

Случаи аварийного останова ПГУ.

Аварийный останов должен быть произведен в случае установления следующих неисправностей:

-нарушения установленной последовательности пусковых операций;

-не срабатывании какой-либо из защит, действующих на останов ПГУ;

-обнаружение трещин или разрыва маслопроводов или газопроводов;

-прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри двигателя, генератора, аппаратов ПГУ;

-появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений двигателя или генератора;

-воспламенения масла или газа и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами;

-взрыва (хлопка) в камере сгорания двигателя или газоходе котла;

-если при установившемся режиме происходит одновременно внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры от любого начального уровня на 1мм/с и более;

-быстрого снижения (повышения) уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла;

-выхода из строя всех водоуказательных приборов;

-разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, в основных элементах котла, в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре;

-разогрева докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу и оборудованию;

-исчезновения напряжения на всех КИП и устройствах;

-пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты ПГУ;

-повышения частоты вращения ротора турбины выше 3360 об/мин., загорается сигнал.

-недопустимого осевого сдвига ротора турбины.

-недопустимого снижения масла в системе смазки турбины.

-недопустимого снижения уровня масла в масляном баке.

-недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого

Технологические защиты предусмотренные на устанавливаемом оборудовании

ГТЭ-65:

-опасная частота вращения ротора свободной турбины (5441 об/мин);

-вибрация в опорах (любая из опор) ;

-температура подшипников;

-помпаж двигателя;

-мало давление топливного газа;

-мало давление масла на входе в двигатель;

-пожар в отсеке ГТД;

-загазованность в отсеке ГТД;

-уровень масла в расходном баке ГТД;

-понижение напряжения питания;

-утечка топливного газа.

Котёл-утилизатор:

-понижение уровня в барабане на 200 мм ниже среднего;

-повышения уровня в барабане на 200 мм выше среднего;

-повышение температуры пара в паросборной камере;

-повышение давления пара на выходе из котла;

-повышения температуры газов на входе в котел;

-погасания факела в камере сгорания двигателя.

Генератор:

-понижение давления в системе смазки генератора;

-повышение виброскорости подшипников генератора;

-отключение генератора из-за внешних повреждений;

-отключение генератора из-за внутренних повреждений;

-повышение температуры баббита подшипников.

К-60-9:

Для предотвращения аварийных ситуаций в устанавлиемой турбине предусмотрены электрогидравлическая система регулирования (ЭГСР), а также системы защиты и контроля.

В структуру ЭГСР входят:

-электронные регуляторы скорости;

-электронные регуляторы мощности;

-электронные регуляторы давления свежего пара.

Преобразование управляющих электрических сигналов в гидравлический сигнал производится при помощи электрогидравлических преобразователей (ЭГП), которые своим проточным золотником изменяют давление в импульсной линии отсечного золотника соответствующего сервомотора, вызывая перемещение сервомотора.

При мгновенном сбросе нагрузки система автоматического регулирования ограничивает возрастание частоты вращения ротора до величины не более 110% от номинальной частоты вращения.

Центробежные регуляторы безопасности срабатывают при достижении частоты вращения ротора 111,5 ± 0,5 % от номинальной. При этом закрываются стопорные и регулирующие клапаны турбины, а также поворотная диафрагма и обратные клапаны на отборах к ПНД (КОСы).

Система регулирования при внезапном сбросе нагрузки с отключением генератора от сети во всём диапазоне мощностей, включая номинальную, при номинальных параметрах пара и номинальной частоте вращения, ограничивает динамический заброс частоты вращения, не допуская срабатывания автоматов безопасности.

На турбине предусмотрены следующие защитные устройства (кроме регулятора безопасности):

-два стопорных клапана, обеспечивающих останов турбины путем прекращения доступа свежего пара в турбину;

-дистанционный выключатель с электромагнитным приводом, осуществляющий останов турбины при дистанционном воздействии со щита контроля и управления или при недопустимом изменении параметров;

-электронные автоматы безопасности, воздействующие на дистанционный выключатель с электромагнитным приводом;

-кнопка для ручного останова турбины;

-устройство введения защиты и открытия стопорных клапанов;

-устройство для расхаживания бойков механического регулятора безопасности на работающей турбине без повышения частоты вращения ротора.

В состав ЭГСР входят следующие основные узлы и оборудование:

-шкаф управления;

-блок преобразования ВД с двумя ЭГП;

-блок преобразования НД с одним ЭГП;

-блок датчика скорости с зубчатым венцом и кронштейном;

-детали узлов внутри переднего подшипника;

-датчики положения сервомоторов;

-датчик регуляторов давления пара и вакуума с комплектом соединительных деталей;

-комплект гибких кабелей к клеммным коробкам;

-датчик электрической мощности.

9.2 Пожарная безопасность

В целях пожарной безопасности на территории ТЭЦ существуют три въезда, кольцевой подъезд к цехам, автомобильные дороги с асфальтовым покрытием, пожарное депо, обваловка мазутных резервуаров, системы пожаротушения во всех основных цехах и подсекциях, пожарная сигнализация. Проезды для пожарных машин проложены вокруг склада мазута полосой шириной 6 м. В целях безопасности маршрутное хозяйство удалено от основной площадки ТЭЦ и соединено с ней автомобильной дорогой с усовершенствованным покрытием.

Территория резервуаров мазута ограждена обваловкой высотой 2 м и регулярно очищается от посторонних отходов.

Все здания и помещения имеют первичные средства пожаротушения. Огневые работы проводятся при оформлении наряда - допуска с разрешения представителя пожарной охраны.

Все принимаемые на работу проходят инструктаж по пожарной безопасности.

Междуэтажные перекрытия, полы изготавливаются огнестойкими, водонепроницаемыми, ровными, нескользкими.

Для тушения пожаров в генераторах и синхронных генераторах с водородным охлаждением предусматриваются стационарные углекислотные или азотные установки с дистанционным и дублирующим ручным управлением и передвижные углекислотные установки с ручным пуском. В целях повышения пожарной безопасности на ТЭЦ необходимо применять кабели только с негорючими покрытиями. Трассы кабелей проходят на безопасных расстояниях от нагретых поверхностей. Необходимо предусмотреть их защиту от внешних воздействий и перегрева. В кабельных каналах предусматривается автоматическое пожаротушение с использованием пены или воды в распыленном виде.

Стационарными автоматическими установками пожаротушения оборудуются трансформаторы напряжением 500 кВ и более.

В настоящее время на площадке ТЭЦ выполнены следующие системы:

- объединенная система хоз.-питьевого и противопожарного водопровода;

- система пенного пожаротушения мазутного хозяйства.

Система хоз.-питьевого и противопожарного водопровода обеспечивает питьевые нужды ТЭЦ, а также наружное и внутреннее пожаротушение зданий и сооружений, пожаротушение кабельных помещений и охлаждение маслобаков турбин, а также охлаждение резервуаров мазутного хозяйства и эстакады мазутослива при пожаре.

Система пенного пожаротушения мазутного хозяйства обеспечивает пожаротушение резервуаров мазута (6x20000 м), мазутонасосной и эстакады мазутослива.

Источником питания системы хоз.-питьевого и противопожарного водопровод является городской водопровод.

Пожарные насосы марки ЗВ-200х2 подачей 450 м³/ч при напоре 87м установлены в насосной станции II-го подъема площадки ТЭЦ.

Насосы включаются автоматически при срабатывании пожарных датчиков, установленных в кабельных помещениях, дистанционно с ГЩУ и по месту. Насосы имеют два независимых источника электроснабжения.

На площадке ТЭЦ и мазутного хозяйства выполнена кольцевая сеть из чугунных труб диаметром 100-300 мм, оборудованная колодцами с запорной арматурой и пожарными гидрантами.

Наибольший противопожарный запас воды при пожаре объемом 2589 м³ хранится в двух емкостях общей вместимостью 1000 м³ и пополняется во время пожара по двум подающим водоводам диаметром 800 мм, что не противоречит СНиП 2.04.02-84.

Существующая система хоз.-питьевого и противопожарного водопровода обеспечивает подачу расчетных расходов воды при пожаре и в настоящем проекте расширения сохраняется.

Стационарные установки пожаротушения зданий,
сооружений и оборудования

На ТЭЦ выполнено пожаротушение кабельных помещений главного корпуса, водогрейной котельной, наружных тоннелей автоматической установкой водяного пожаротушения.

Расчетные расходы воды определены в соответствии со СНиП 2.04.09-84.

При расчете необходимого напора воды на пожаротушение кабельного помещения принят напор на самом удаленном оросителе 0,3 МПа, при этом расход через ороситель равен 1,7 л/с.

Расчетный расход определен для наибольшего по площади кабельного помещения, исходя из расположения кабельных потоков, карты орошения оросителей ДВ-10 при приведенных выше данных с учетом обеспечения интенсивности орошения не менее 0,18 л/с на 1 м орошаемой поверхности и составляет 78,4 л/с.

Существующая установка водяного пожаротушения состоит из: