Дд = д·Д0 = 0,01657·419,196 = 6,95 (3.3.9)

Д4 = 4·Д0 = 0,02721·419,196 = 11,41 (3.3.10)

Д5 = 5·Д0 = 0,03025·419,196 = 12,68 (3.3.11)

Д6 = 6·Д0 =0,00251·419,196 = 1,052 (3.3.12)

Д7 = 7·Д0 = 0,04642·419,196 = 19,46 (3.3.13)

Д8 = 8·Д0 = 0,0028878·419,196 = 12,11 (3.3.14)

Д= ·Д0 = 0,589662·419,196 = 247,18 (3.3.15)

Количество пара, поступившего на промежуточный перегрев:

Дпп = пп·Д0 (3.3.16)

где пп= 0,8513 - доля пара, поступившего на промежуточный перегрев;

Дпп = 0,8513·419,196

Дпп = 356,86 кг/с

Паровая нагрузка парогенератора:

Дпг = пг·Д0 (3.3.17)

где пг = 1,015 - доля пара, поступившего на парогенератор,

Дпг = 1,015·419,196

Дпг = 425,48 кг/с

Расход пара на турбопривод:

Дтп = тп·Д0 (3.3.18)

где тп= 0,0618 - доля пара, поступившего на турбопривод;

Дтп = 0,0618·419,196

Дтп = 25,91 кг/с

Расход добавочной воды:

Ддв = дв·Д0 (3.3.19)

где дв= 0,02 - доля добавочной воды;

Ддв = 0,02·419,196

Ддв = 8,38 кг/с

Энергетические показатели энергоблока и турбоустановки:

Полный расход тепла на турбоустановку:

Qту = Д0 (h0 - hпв)+Дпп(h - h) (3.3.20)

где Д0 = 419,196 кг/с - расход пара на турбину,

h0 = 3323 кДж/кг - энтальпия свежего пара,

hпв= 1172,36 кДж/кг - энтальпия питательной воды,

Дпп = 356,86 кг/с - расход пара на промперегрев,

h = 3540 кДж/кг - энтальпия перегретого пара в парогенераторе,

h = 2948 кДж/кг - энтальпия перегретого пара до парогенератора.

Qту = 419,196 (3323-1172,36) + 356,86 (3540-2948)

Qту = 1112800,805 кВт

Расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии:

Q= Qту - Ддв (hпв - hдв) (3.3.21)

где Ддв = 8,38 кг/с - расход добавочной воды,

hпв = 1172,36 кДж/кг - энтальпия питательной воды,

hдв = 125,75 кДж/кг - энтальпия добавочной воды,

Q= 1112800,805-8,38·(1172,36-125,75)

Q= 1104030,213 кВт

Удельный расход тепла турбоустановки на производство электроэнергии (без учета собственного расхода электроэнергии и с учетом расхода тепла на турбопривод):

q= (3.3.22)

где WЭ = 500 МВт - мощность энергоблока,

WТП = 19,65154 МВт - мощность турбопривода.

q=

q= 2,125 кДж/кВт

Коэффициент полезного действия турбоустановки на производство электроэнергии:

= (3.3.23)

=

= 0,471

Тепловая нагрузка парогенератора:

Qпг= Дпг(hпг - hпв)+Дпп(h - h) (3.3.24)

где Дпг = 425,48 кг/с - паровая нагрузка парогенератора,

hпг = 3322,95 кДж/кг - энтальпия пара в парогенераторе,

hпв = 1172,36 кДж/кг - энтальпия питательной воды,

Дпп = 356,86 кг/с - количество пара, поступившего на промперегрев,

h = 3554,5 кДж/кг - энтальпия пара после промперегрева,

h= 2956,64 кДж/кг - энтальпия пара до промперегрева.

Qпг= 425,48 (3322,95-1172,36)+356,86(3554,5-2956,64)

Qпг= 1128385,353 кВт

Коэффициент полезного действия транспорта тепла:

тр = (3.3.25)

тр =

тр = 0,986

Расход тепла топлива:

Qс = (3.3.26)

где пг = 0,925 - КПД парогенератора,

Qс =

Qс = 1219876,057 кВт

Коэффициент полезного действия энергоблока (брутто):

эс = (3.3.27)

эс =

эс = 0,426

Удельный расход тепла на энергоблок:

qэс = (3.3.28)

qэс =

qэс = 2,347 кДж/кВт

Коэффициент полезного действия энергоблока (нетто):

= эс (1-Эсн) (3.3.29)

где Эсн = 0,03 - собственный удельный расход электроэнергии.

= 0,426 (1-0,03)

= 0,41322

Удельный расход условного топлива на энергоблок (нетто):

b= (3.3.30)

b=

b= 82,571 г/МДж = 297,256 г/кВт·ч

Коэффициент полезного действия станции (нетто):

ст = ·тр · котла (3.3.31)

ст = 0,41322·0,986·0,93

ст = 0,379

3.4 Тепловой и гидравлический расчет подогревателя смешивающего типа

Рассчитываем подогреватель низкого давления смешивающего типа № 8.

Количество теплоты, воспринимаемое основным конденсатом:

Qк = Gк (hвых - hвх) (3.1)

где Gк = кд · Д0 - расход конденсата, кг/с,

Gк = 0,81273 · 419,196

Gк = 340,69 кг/с

hвых = 234,4 кДж/кг - энтальпия конденсата на выходе, при условии полного отсутствия недогрева конденсата до температуры насыщения пара;

hвх = h"оу = 130,6 кДж/кг

Qк = 340,69 (234,4 - 130,6 )·10-3

Qк = 35,364 МВт

Расход пара на подогреватель определяем при условии, что выпар его составляет 0,5 кг/т основного конденсата, при этом теплота выпара ПНД № 7 используется в ПНД № 8.

Теплота выпара ПНД № 7

Qв7 = 0,0005 · Gк · hп7 (3.2)

где Qк = 340,69 кг/с - расход конденсата

hп7 = 2720 кДж/кг - энтальпия пара

Qв7 = 0,0005 · 340,69 · 2720 · 10-3

Qв7 = 0,463 МВт

Теплота выпара ПНД № 8 составляет:

Qв8 = 0,0005·Gк· hп (3.3)

где Gк = 340,69 кг/с - расход конденсата

hп8 = 2512 кДж/кг - энтальпия пара

Qв8 = 0,0005·340,69·2512·10-3

Qв8 = 0,428 МВт

Тогда расход греющего пара на подогреватель

Дп = (3.4)

где Qк = 35,364 МВт - количество теплоты, воспринимаемое основным конденсатом

Qв8 = 0,428 МВт - теплота выпара ПНД № 8

Qв7 = 0,463 МВт - теплота выпара ПНД № 7

hп8 = 2512 кДж/кг - энтальпия пара

hн8 = 234,4 кДж/кг - энтальпия воды перед подогревателем

Дп =

Дп = 15,512 кг/с

При принятой конструктивной схеме подогревателя принимаем расстояние между тарелками l1 = 0,38 м, l2 = 0,5 м и l3 = 0,48 м, высоту подпора воды на тарелках при расчетной нагрузке h = 0,125 м и диаметр отверстий 8 мм.

Скорость истечения воды из отверстий верхней тарелки:

в1 = а· (3.5)

где а = 0,6

g = 9,81 м/с2

h = 0,125 м

в1 = 0,6·

в1 = 0,94 м/с

Необходимое число отверстий в тарелке:

n = (3.6)

где Gк = 340,69 кг/с - расход конденсата

Vк = 0,00101 м3/кг - удельный объем конденсата при его температуре tк=45С.

n =

n = 7286

При шахматном расположении отверстий с шагом S1 = S2 = 2,5d = 0,02 м необходимая площадь тарелки составит:

F = n· S1 · S2 · sin 60 (3.7)

F = 7286·0,022·0,866

F = 2,52 м2

Из конструктивных соображений принимаем, что ширина струйного пучка первого отсека на входе и выходе потока пара одинакова и равна Lвх=Lвых=4 м.

Предварительно принимаем, что нагрев конденсата в первом струйном отсеке составит 6,08С. Тогда температура конденсата на входе во второй отсек равна t2=45+6,08=51,08С (энтальпия h2 = 213,52 кДж/кг).

Количество сконденсированного пара в первом отсеке в этом случае составит:

Дп1 = (3.8)

где G = 340,69 кг/с - расход конденсата

h2 = 213,52 кДж/кг - энтальпия конденсата на входе во второй отсек.

hвх8 = 130,6 кДж/кг - энтальпия конденсата на входе,

hп8 = 2512 кДж/кг - энтальпия пара.

Дп1 =

Дп1 = 12,29 кг/с

Скорость пара на входе в струйный отсек:

п вх = (3.9)

где " = 11,482 м3/кг - удельный объем пара,

Дп1 = 12,29 кг/с - сконденсированный пар в первом отсеке.

Дв1 = 0,0005·Gк

Дв1 = 0,0005·340,69

Дв1 = 0,17 кг/с

l1= 0,38 м - расстояние между тарелками,

hвх = 4 м - ширина струйного пучка первого отсека на входе.

п вх =

п вх = 94,12 м/с

Скорость пара на выходе из отсека:

п вх = (3.10)

где Дв1 = 0,17 кг/с

" = 11,482 м3/кг - удельный объем пара,

l1= 0,38 м - расстояние между тарелками,

Lвых = 4 м - ширина струйного пучка первого отсека на выходе,

п вых = 1,284 м/с

Средняя скорость пара в струйном отсеке:

п ср = (3.11)

где п вх = 94,12 м/с - скорость пара на выходе в струйный отсек,

п вых = 1,284 м/с - скорость пара на выходе из отсека,

п ср =

п ср = 21,617 м/с

С учетом опыта эксплуатации принимаем, что расход воздуха в первом отсеке составляет 0,0055 кг/с. Тогда расход паровоздушной смеси на входе в отсек Дсм вх = Дп1 + Дв1 + 0,0055 = 12,19+0,17+0,0055=12,4695 кг/с, а на выходе из отсека Дсм вых = Дв1 + 0,0055 =0,1755 кг/с.

Относительное содержание неконденсирующихся газов в паровоздушной смеси на входе и выходе из отсека будет равно:

Пвх = (3.12)

где Gвозд = 0,0055 кг/с - расход воздуха в первом отсеке,

Дсм вх = 12,4655 кг/с - расход паровоздушной смеси на входе в отсек.

Пвх =

Пвх = 0,000441

Пвых = (3.13)

где Дсм возд = Дсм вых = 0,1755 кг/с

Пвых =

Пвых = 0,031339

Среднее относительное содержание неконденсирующихся газов:

Пср = (3.14)

где Пвых = 0,031339

Пвх = 0,000441

Пср =

Пср = 0,00725

При значении tвх = 45С число Рr = 3,925, а коэффициент поверхностного натяжения = 68,77·10-4 кг/м = 0,00688 кг/м

Находим значение t2 из уравнения:

lg (3.15)

где l = 0,38 м - длина струй,

d = 0,008 м - диаметр отверстий в тарелке,

П =

где п = 21,617 м/с - скорость пара,

в = 0,94 м/с - скорость истечения воды из отверстий,

Pr = 3,31 - число Прандтля,

= 669,55·10-4 = 0,06696 кг/м - поверхностное натяжение,

п = 985,65 кг/м3 - плотность пара,

tн = 56С - температура насыщения пара,

t1 = 45С - температура конденсата в начале струи,

t2 - температура конденсата в конце струи, С.

lg

t2 = 51,1С, что весьма близко к принятому ранее значению.

Расход конденсата, поступающего во второй отсек:

Gк2 = Gк + Дп1 (3.16)

где Gк = 340,69 кг/с - расход конденсата,

Дп1 = 12,29 кг/с - сконденсировавшийся пар в первом отсеке.

Gк2 = 340,69 + 12,29

Gк2 = 352,98 кг/с.

Скорость истечения воды из отверстий второй тарелки при высоте подпора 0,065 м.

в2 = а· (3.17)

в2 = 0,6·

в2 = 0,678 м/с

Число отверстий в тарелке:

n = (3.18)

где Gк2 = 352,98 кг/с - расход конденсата, поступающего во второй отсек.

Vк = 0,00101 м2/кг - удельный объем конденсата,

d = 0,008 м - диаметр отверстий,

в2 = 0,678 м/с - скорость истечения воды из отверстий второй тарелки.

n =

n = 10466

Необходимая площадь тарелки составит:

F2 = n· S1 · S2 · sin 60 (3.19)

F2 = 10466·0,022·0,866

F2 = 3,626 м2

Предварительно принимаем подогрев основного конденсата во втором отсеке равным 10С. Тогда температура конденсата в конце второго отсека tк2=tк1+tк2 = 51,1+10=61,1С (энтальпия конденсата hк2=255,5 кДж/кг и hк2=42 кДж/кг).

Количество пара, сконденсированного в отсеке:

Дп2 = (3.20)

где Gк2 = 352,98 кг/с - расход конденсата, поступающего во второй отсек,

hк2 = 42 кДж/кг - разность энтальпий,

hп = 2512 кДж/кг - энтальпия пара,

hк2 = 255,5 кДж/кг - энтальпия конденсата.

Дп2 =

Дп2 = 6,57 кг/с

В соответствии с рекомендациями расход пара на выходе из отсека следует принимать равным 30% расхода пара в первый отсек, то есть

Д = 0,3 Д (3.21)

где Д = 12,29 кг/с - сконденсировавшийся пар в первом отсеке.

=

= 23,52 м/с

Средняя скорость в отсеке:

 = (3.22)

где = 45,296 м/с - скорость пара на входе,

= 23,52 м/с - скорость пара на выходе.

=

= 33,227 м/с.

По формуле находим расчетное значение tк2:

lg (3.23)

где Pr = 3,31 - число Прандтля,

= 675,283·10-4 кг/м2 - поверхностное натяжение конденсата,

п = 975,6 кг/м3 - плотность пара,

= 33,227 м/с - средняя скорость пара в отсеке,

в = 0,678 м/с - скорость воды,

d = 0,008 м - диаметр отверстий,

l = 0,5 м - расстояние между тарелками,

tн = 56С - температура насыщения,

tк1 = 51,1С - температура конденсата в первом отсеке.

Д = 0,3·12,29

Д = 3,687 кг/с

Расход пара на входе в отсек:

Д = Д + Дп2 (3.24)

где Дп2 = 6,57 кг/с - пар, сконденсировавшийся в отсеке,

Д = 3,687 + 6,57

Д = 10,257 кг/с

Скорость пара при ширине струйного пучка на входе hвх2 = 5,2 м.

= (3.25)

где Д = 10,257 кг/с

" = 11,482 м3/кг - удельный объем,

l2 = 0,5 м - расстояние между тарелками,

hвх2 = 5,2 м

=

= 45,296 м/с

Ширина струйного пучка на выходе пара из отсека равна 3,6 м. Тогда скорость пара на выходе из отсека:

= (3.26)

где Д = 3,687 кг/с - расход пара на выходе из отсека,

" = 11,482 м3/кг - удельный объем,

l2 = 0,5 м - расстояние между тарелками.

Значение отношения П для второго и третьего отсеков может быть принято равным 1.

lg

tк2 = 54,36С

С учетом конденсации пара во втором отсеке расход конденсата через третью тарелку составит:

Gк3 = Gк2 + Дп2 (3.27)

где Gк2 = 352,98 кг/с - расход конденсата, поступающего во второй отсек.

Дп2 = 6,57 кг/с - количество пара, сконденсированного в отсеке.

Gк3 = 352,98 + 6,57

Gк3 = 359,55 кг/с

Принимаем высоту слоя воды над третьей тарелкой h = 0,06 м, тогда скорость истечения конденсата через отверстия:

в3 = а· (3.28)

в3 = 0,6·

в3 = 0,65 м/с

Число отверстий в тарелке:

n = (3.29)

где Gк3 = 359,55 кг/с - расход конденсата в третьем отсеке,

Vк = 0,00101 м3/кг - удельный объем конденсата,

d = 0,008 м - диаметр отверстий,

в3 = 0,65 м/с - скорость истечения конденсата через отверстия,

n =

n = 11120

Предварительно принимаем, что подогрев основного конденсата в подогревателе 0,1С, то есть подогрев в третьем отсеке составляет 1,4С, тогда tк3=tк2+tк3 = 54,36+1,4=55,76С (hк3 =244,29 кДж/кг).

Количество пара, сконденсированного в третьем отсеке:

Дп3 = (3.30)

где Gк3 = 359,55 кг/с - расход конденсата в третьем отсеке,

hк3 = hк3 - hк2

hк3 = 244,29 - 227,56

hк2 = 227,56 кДж/кг - энтальпия конденсата во втором отсеке,

hк3 = 16,73 кДж/кг,

hп = 2512 кДж/кг - энтальпия пара,

hк3 = 244,29 кДж/кг - энтальпия конденсата в третьем отсеке.

Дп3 =

Дп3 = 2,653 кг/с

Расход пара на входе в отсек:

Д = Дп3 + Д (3.31)

где расход пара на выходе принимается равным 70% расхода пара на входе в первый отсек:

Д = 0,7 Д (3.32)

где Д = 12,29 кг/с - расход паровоздушной смеси на входе в отсек.

Д = 0,7·12,29

Д = 8,603 кг/с

Д = Дп3 + Д (3.33)

где Дп3 = 2,653 кг/с - количество пара, сконденсированного в третьем отсеке.

Д = 2,653+8,603

Д = 11,256 кг/с - расход пара на входе в третий отсек.

Из конструктивных соображений принимаем ширину струйного пучка третьего отсека на входе Lвх3 = 5,2 м и на выходе Lвых = 3,35 м. В этом случае скорость пара на входе в отсек:

= (3.34)

где Д = 11,256 кг/с - расход пара на входе в третий отсек,

" = 11,482 м3/кг - удельный объем пара,

l3 = 0,48 м - расстояние между тарелками.

=

= 51,78 м/с

Скорость пара на выходе:

= (3.35)

где = 8,603 кг/с - расход пара на выходе из третьего отсека,

" = 11,482 м3/кг - удельный объем пара,

l3 = 0,48 м - расстояние между тарелками.

=

= 61,43 м/с

Средняя скорость пара в струйном пучке

= (3.36)

где = 51,78 м/с - скорость пара на входе,

= 61,43 м/с - скорость пара на выходе.

=

= 56,61 м/с

Расчетное значение температуры конденсата на выходе из отсека:

lg (3.37)

где tн = 56С - температура насыщения,

tк2 = 54,36С - температура конденсата первого отсека,

l = 0,48 м - расстояние между тарелками,

Pr = 3,264 - число Прандтля,

= 56,61 м/с - средняя скорость пара в струйном пучке.

в = 0,65 м/с - скорость истечения конденсата через отверстия.

п = 985,16 кг/м3 - плотность смеси,

= 668,08·10-4 кг/м2 - поверхностное натяжение,

lg

tк3 = 55,52С

Общий нагрев конденсата в подогревателе:

t = tк3 - tвх (3.38)

где tк3 = 55,52С - температура конденсата на выходе из отсека,

tвх = 45С - температура конденсата на входе в подогреватель,

t = 55,52 - 45

t = 10,52С

Общий расход пара:

Дп = Дп1 + Дп2 + Дп3 + Дв1 (3.39)

где Дп1 = 12,29 кг/с - количество сконденсированного пара в первом отсеке,

Дп2 = 6,57 кг/с - количество пара, сконденсированного во втором отсеке,

Дп3 = 2,653 кг/с - количество сконденсированного пара в третьем отсеке,

Дв1 = 0,17 кг/с.

Дп = 12,29 + 6,57 + 2,653 + 0,17

Дп = 21,683 кг/с

4. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Задача экономического расчета заключается в определении экономии себестоимости в результате изменения схемы производства электрической энергии.

В технической части в схеме выработки электрической энергии произведена замена подогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешивающего типа. Задача экономического расчета замены заключается в следующем:

1) провести сравнительный расчет для определения разницы удельных расходов топлива в связи заменой подогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешенного типа;

2) определить экономию себестоимости;

3) сопоставить величину экономии себестоимости и затрат на покупку и монтаж подогревателя низкого давления смешивающего типа, демонтаж подогревателя низкого давления поверхностного типа.

При расчете будут использоваться цены этого года, полученные на тепловой электрической станции.

Цель расчета заключатся в определении срока окупаемости затрат на приобретение и замену подогревателя.

Определение путей сокращения отдельных статей текущих затрат можно проследить, анализируя удельные издержки производства, то есть статьи себестоимости продукции. Основную статью себестоимости - сырьевую (материальную) - можно раскрыть и проанализировать в зависимости от производственных факторов.

Снизить материальную составляющую себестоимости продукции (для материалоемких производств - самую значительную) можно либо путем приобретения более дешевых сырья и материалов, либо снижая материалоемкость продукции. Цены на сырье и материалы диктуются рыночной

конъюнктурой, так что от потребителя практически не зависят. Поэтому основным путем является снижение материалоемкости производства, всемерная экономия сырья и материалов.

В качестве основного материала при производстве энергии выступает топливо, и основная часть себестоимости - топливная составляющая - зависит от удельного расхода топлива ву, т у.т/тыс. кВт.ч., цены топлива Цт, руб./т у.т. или руб./т н.т. (на тонну натурального топлива), и объема производства W, тыс. кВт.ч/год:

Sn = (руб/тыс. кВт·ч), (4.1.)

где bт = В/W (т у.т/тыс. кВт·ч) - удельный расход топлива на производство электроэнергии.

Удельные расходы топлива на производство электроэнергии были рассчитаны в первом разделе.

В случае с поверхностным подогревателем низкого давлении удельный расход топлива на энергоблок (нетго):

bт = 300,58 г/кВт·ч

Удельный расход топлива на станцию:

b = (4.2.)

b =

b = 326,26 г/кВт.ч,

где 7000 - теплота сгорания условного топлива, тыс. ккал/т у.т;

860 - коэффициент перевода, кВт ч/Гкал;

123 - удельный расход топлива на производство электроэнергии, т у.т/тыс. кВт·ч;

ст = 0,377 - коэффициент полезного действия станции.

В случае со смешивающим подогревателем низкого давления удельный расход топлива на энергоблок (нетто):

b = 297,256 г/кВт·ч

Удельный расход топлива на станцию:

b =

b =

b = 324,54 г/кВт·ч

где ст = 0,379 - коэффициент полезного действия станции.

Разница удельных расходов топлива на станцию:

b = b - b (4.3)

b = 326,26 - 324,54

b = 1,72 ч/кВт·ч

где b - удельный расход условного топлива в случае с поверхностным, г/кВт ч,

b - удельный расход условного топлива в случае со смешанным подогревателем, г/кВт ч.

Процентное соотношение разницы удельных расходов топлива на станцию к большему расходу:

= , % (4.4)

= 0,527

Обобщим проведенные расчеты в таблицу 4.1.

Таблица 4.1 - Сравнительный анализ удельных расходов условного топлива станции

Показатель	Подогреватель низкого давления поверхностного типа	Подогреватель низкого давления смешивающего типа	Изменения в, г/кВт·ч
Удельный расход условного топлива станции, в, г/кВт·ч	326,26	324,54	1,72

Принимаем время работы подогревателя низкого давления, который подлежит замене, равное времени работы станции в год:

Т = 7200 часов в год.

Выработанная станцией электрическая энергия по мощности за год:

Nг = Т · Nст (4.5)

Nг = 7200 · 50 · 103

где Nг = 3,6 · 109 кВт/ч - годовая выработка электрической энергии станцией.

Nст = 500 · 103 кВт - мощность станции.

Годовая экономия условного топлива на станции:

Э = (4.6.)

Э =

где Э = 6192, тонны в год условного топлива,

NГ - годовая выработка электрической энергии, кВт/ч,

b - разница удельных расходов топлива на станцию, ч/кВт ч,

106 - перевод из грамм в тонны.

Станция работает на двух видах топлива: мазуте и газе. Следовательно, необходимо посчитать экономию при работе на каждом топливе отдельно.

Цена одной тонны мазута равна 2245 рублей, цена 1000 м3 газа равна 898 рублей.

Теплота сгорания мазута

Q = 9800 ккал/кг

Найдем коэффициент перевода мазута в условное топливо:

Км = (4.7)

Км =

где Км = 1,4

=29300 кДж/кг - теплота сгорания условного топлива,

4,19 - коэффициент перевода ккал в кДж.

Экономия в рублях при использовании мазута:

Ээ = Э · Км · Цм , (4.8)

Ээ = 6192 · 1,4 · 2245

Ээ = 19461456 рублей в год.

где Э - годовая экономия условного топлива, тонн;

Км - коэффициент перевода мазута в условное топливо, тонн;

Цм = 2245 рублей - цена одной тонны мазута.

Теплота сгорания газа:

Q = 8000 ккал/кг

Найдем коэффициент перевода газа в условное топливо:

Кг = (4.9)

Кг =

Кг = 1,14

где =29300 кДж/кг - теплота сгорания условного топлива,

4,19 - коэффициент перевода ккал в кДж.

Экономия в рублях при использовании газа:

Ээ = Э · Кг · Цг , (4.10)

Ээ = 6192 · 1,14 · 898

Ээ = 6338874 рублей в год.

где Э - годовая экономия условного топлива, тонн;

Кг - коэффициент перевода газа в условное топливо;

Цг = 898 рублей - цена 1000 м3 газа

Сведем расчет экономии себестоимости в таблицу 4.2.

Таблица 4.2 - Расчет экономии себестоимости

Показатель	Формула расчета	Расчет	Экономия Ээ, рублей в год
Мазут	Ээ = Э·Км·Цм	Ээ = 6192·1,4·2245	19461456
Газ	Ээ = Э·Кг·Цг	Ээ = 6192·1,14·898	6338874

Сопоставим расходы и прибыль от данной реконструкции:

Подогреватель низкого давления смешивающего типа стоит 550 тысяч рублей;

демонтаж подогревателя низкого давления поверхностного типа обойдется в 300 тысяч рублей;

монтаж подогревателя низкого давления смешивающего типа обойдется в 500 тысяч рублей;

сумма затрат на замену подогревателя равна 550000 + 500000 + 300000 = 1350000 рублей.

Экономия при работе станции на мазуте в год:

Ээ - У = 19461456 - 1350000 = 18111456 рублей в год.

Срок окупаемости:

года

0,069 · 365=25 дней.

Экономия при работе станции на газе в год:

Ээ - У = 6338874 - 1350000 = 4988874 рублей в год.

Срок окупаемости:

года

0,213 · 365 = 78 дней.

Обобщим расчеты в таблицу 4.3.

Таблица 4.3 - Расчет срока окупаемости капиталовложений

Единовременные затраты на замену, рублей	Размер экономии, рублей в год	Срок окупаемости, дней
	газ	мазут	газ	мазут
1 350 000	4 988 874	18 111 456	78	25

Таким образом, средства, вложенные на замену подогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешивающего типа окупятся в течение квартала.

5. ЭКОЛОГИЯ

5.1 Золоулавливание

Сжигание топлива на ТЭС связано с образованием продуктов сгорания, содержащих летучую золу, частицы недогоревшего пылевидного топлива, оксид азота, газообразные продукты неполного сгорания. В золе некоторых видов топлив также имеются вредные соединения. В связи с этим, при эксплуатации энергоблоков большое значение уделяется вопросам отчистки дымовых газов от вредных продуктов сгорания и золоулавливанию.

Проектирование и сооружение электростанций ведутся с соблюдением требованием по предельно допустимым концентрациям основных вредных выбросов, загрязняющих атмосферу отходящими газами на уровне дыхания человека. Это обеспечивается установкой эффективных золоуловителей и сооружением дымовых труб, позволяющих рассеивать дымовые газы на большие расстояния, снижая тем самым локальные концентрации вредных веществ.

Золоуловители должны иметь коэффициент золоулавливания не менее 99% для конденсационных электрических станций мощностью до 240 МВт и выше и тепловых электрических станций мощностью 500 МВт и выше при приведенной зольности топлива не более 4%, при большой зольности коэффициент золоулавливания должен быть не менее 99,5%.

В качестве золоуловителей, как правило, применяют электрофильтры, мокрые золоуловители и батарейные циклоны.

5.2 Золоудаление

Система удаления и складирования золы и шлака на современных крупных электрических станций называемая золоудалением, представляет собой сложный комплекс, включающий специальное оборудование и устройства, а также многочисленные инженерные сооружения.

Ее назначением является удаление шлака, образующегося в топках, и золы, уловленной золоуловителями парогенераторов, транспортировка их за пределы электрической станции, часто на значительные расстояния (до 10 километров и более), и организации на золошлакоотвалах.

На действующих электрических станциях страны преобладает гидравлическое золоудаление.

Различают следующие системы гидравлического золоудаления:

- эжекторными гидроаппаратами шлака, а золовую пульпу - центросовместный гидротранспорт шлака и золы центробежными насосами,

- центробежными насосами, либо шлак и золу транспортируют по отдельным самотечным каналам.

Гидротранспорт золы и шлака по самотечным каналам или трубам является более простым, надежным и экономичным, но его возможно осуществлять лишь в редких случаях, когда имеется благоприятный рельеф местности, и золошлакоотвал располагается на значительно более низком уровне, чем главное здание электрической станции.

6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ ОБОРУДОВАНИЯ ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК

Участки маслопроводов, расположенные у корпусов цилиндров турбины и их фундаментов, должны быть заключены в специальные короба из листовой стали. дно короба должно быть выполнено с уклоном для стока масла к специальной сбросной трубе достаточного сечения, направленной в бак слива масла. Короб при капитальных ремонтах должен проверяться на плотность заполнением водой.

Маслопроводы, расположенные вне короба, должны быть отделены от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а их фланцы заключены в специальные кожухи со сливом из них масла в безопасное место. Кожухи фланцевых соединений должны охватывать фланцы, а также расположенные рядом сварные швы и участок трубы длиной 100-120 мм от шва.

Запрещается при испытании автомата безопасности находиться на площадке обслуживания турбины лицам, непосредственно не участвующим в испытании.

Проверка автомата безопасности увеличением частоты вращения ротора должна производиться по программе испытаний, утвержденной главным инженером электростанции.

До испытания автомата безопасности должен быть проведен инструктаж персонала, участвующего в испытаниях, с записью об этом в журнале инструктажей.

Испытанием должен непосредственно руководить начальник цеха или его заместитель, наблюдающий за частотой вращения ротора турбины по тахометру. Остальной персонал, участвующий в испытании, должен быть расставлен так, чтобы в нужный момент можно было быстро отключить агрегат.

При наличии у главной паровой задвижки байпаса проверка автомата безопасности должна производиться при закрытой задвижке через байпас.

Перед проверкой автомата безопасности увеличением частоты вращения ротора должны быть произведены его ручное выключение при номинальной частоте ращения и проверка посадки стопорных и регулирующих клапанов. При неудовлетворительной посадке стопорного или регулирующего клапана проверять работу автомата безопасности увеличением частоты вращения запрещается.

В случае, если при проверке автомата безопасности частота вращения ротора турбины повысилась до нормального уровня, а автомат не сработал, турбина должна быть немедленно остановлена ручным выключателем. При отказе ручного выключателя турбина должна быть остановлена быстрым закрытием регулирующих клапанов и главной паровой задвижки (байпаса).

Повторное испытание автомата безопасности с увеличением частоты вращения допускается в этом случае только после выявления и устранения дефектов.

Запрещается пуск турбины при дефектах в системе регулирования и парораспределения.

Остановленная на ремонт турбина должна быть отключена от общих паропроводов в соответствии с требованиями Правил.

Заводские приспособления для подъема крышек цилиндров и роторов турбин перед началом производства работ должны быть осмотрены. После ремонта приспособлений на них должна быть указана дата технического освидетельствования.

Снимаемые с турбины тяжелые детали (ротор, крышка цилиндра) должны укладываться на козлы и подкладки, исключающие их соскальзывание, в соответствии с планом размещения деталей с учетом требований Правил. Запрещается использовать для подкладки шпалы, пропитанные антисептиками.

При вскрытии и подъеме крышки цилиндра необходимо:

пользоваться для подъема имеющимся приспособлением (например, балансиром);

отрывать верхнюю половину цилиндра (крышки) от нижней с помощью отжимных болтов;

убеждаться, что перед подъемом крышка тщательно застроплена;

поднимать крышку после тщательной выверки ее при установленных направляющих болтах (свечах) по команде ответственного лица;

проверять при подъеме равномерность перемещения крышки относительно фланца разъема нижней половины цилиндра. При проверке равномерности перемещения крышки, а также при ее подъеме класть руки на фланец разъема под поднимаемую крышку запрещается.

Разболчивание и затяжка гаек фланцевых соединений разъемов цилиндров турбин должны производиться по инструкции завода-изготовителя турбин.

Если при подъеме крышки обнаружен перекос или заедание, крышка должна быть опущена и ее крепление к крюку вновь выверено путем подтягивания или ослабления тросов. Длина тросов должна регулироваться гайками или талрепами подъемного приспособления.

При подъеме крышки цилиндра необходимо следить за тем, чтобы с нею не поднимались уплотнительные обоймы, если они по конструкции не крепятся к крышке цилиндра и если не исключена возможность их падения от толчков при дальнейшем подъеме. В том случае, если при незначительной высоте подъема крышки обоймы не могут быть выбиты ударами свинцовой кувалды по крышке, ее необходимо выставить на подкладки и закрепить обоймы за крышку.

В том случае, когда диафрагмы конструктивно крепятся в крышке цилиндра и при незначительной высоте подъема обнаруживается обрыв шурупов, крепящих верхние половины диафрагмы, дальнейший подъем должен быть прекращен.

В этом случае крышка цилиндра должна быть приподнята только на высоту, необходимую для укрепления диафрагмы, и установлена на выкладку. После укрепления диафрагмы могут быть продолжены подъем и транспортирование крышки цилиндра турбины.

Запрещается зачищать и смазывать посадочные места диафрагм под поднятой диафрагмой, а также диафрагм на весу.

Запрещается шабрить нижнюю половину цилиндра турбины под подвешенной крышкой цилиндра. Эту работу следует производить при отведенной в безопасное место или выставленной на подкладки крышке цилиндра.

Перекантовку крышки цилиндра разрешается производить только под непосредственным руководством руководителя работ. Перед кантовкой необходимо убедиться в отсутствии на крышке незакрепленных деталей (гаек, болтов, заглушек, инструмента и т. п.).

Все отверстия паропроводов и дренажей, присоединенных к цилиндру турбины, после его вскрытия должны быть сразу же закрыты деревянными пробками и крышками, а отверстия горловины конденсатора заложены прочными деревянными щитами.

Электронагреватели типа ТЭН, применяемые для нагрева крепежных резьбовых соединений турбин высокого давления, должны быть заземлены и иметь сопротивления изоляции между корпусом нагревателя и токоведущими частями не менее 2 МОм. Работать с электронагревателем необходимо в резиновых диэлектрических перчатках.

К работе с электронагревателями допускается персонал, имеющий группу по электробезопасности не ниже III.

При работе с электронагревателем запрещается:

разбирать его, не отсоединив токоподводящий кабель от питающей сети;

изгибать или деформировать защитную трубку корпуса нагревателя;

устанавливать электронагреватель в отверстие шпильки с применением ударов или значительного усилия;

нагревать шпильку с глухим центральным отверстием, длина которого меньше рабочей длины электронагревателя;

переходить с одного резьбового соединения на другое с включенным электронагревателем;

производить разъем цанговых контактов токоведущих кабелей на работающем электронагревателе;

оставлять без надзора электронагреватель в рабочем состоянии.

При работе с эжекционным нагревателем крепежа цилиндра турбин многопламенная горелка должна работать без хлопков и обратных ударов. Все соединения и каналы горелки, включая уплотнительные устройства, должны быть герметичными.

Перед началом работ с применением эжекционного нагревателя все работы на проточной части турбины должны быть прекращены и персонал удален. На месте работ должен иметься листовой асбест, огнетушитель и металлический лист для регулирования пламени горелки.

Горелку эжекционного нагревателя следует зажигать от пламени в противне. Запрещается использовать для этой цели спички.

Запрещается при работе с эжекционным нагревателем стоять против пламени, а также работать в замасленных одежде и рукавицах.

При использовании для прогрева шпилек разъемов цилиндров турбины воздушных нагревателей ввод в отверстие шпильки штуцера для подачи горячего воздуха и удаление его после нагрева должны производиться при закрытом вентиле подачи воздуха. Работающие должны быть в рукавицах и защитных очках.

Прогрев шпилек открытым пламенем газовой горелки запрещается.

При разлопачивании дефектных лопаток турбин с применением электросварки ротор должен быть заземлен. Вынимать дефектные лопатки турбины с помощью грузоподъемного крана запрещается.

При вскрытии и закрытии подшипников необходимо:

крышки и вкладыши стропить стропами за ввернутые полностью (до отказа) рым-болты, плотно прилегающие к поверхности крышки;

при выкатывании нижнего вкладыша подшипника во время центровки по полумуфтам для небольшого подъема ротора использовать скобу, установленную на разъеме подшипника. Вывертывать вкладыш следует с помощью ломика и рым-болтов. Браться за края вкладыша руками запрещается. Протирать расточку корпуса разрешается только после того, как будут приняты меры против соскальзывания вкладыша. Менять прокладки под вкладышем опорного подшипника без надлежащего укрепления вкладыша запрещается.

При перезаливке вкладышей подшипников баббитом формы должны быть просушены.

Работу следует выполнять в защитных очках, прорезиненном фартуке и рукавицах.

При обезжиривании вкладышей каустической содой и травлении их кислотой необходимо соблюдать соответствующие требования.

Выемку и установку ротора турбины следует производить специальным приспособлением. До начала подъема полумуфты соседних роторов должны быть раздвинуты настолько, чтобы выступ одной половины вышел из заточки другой.

Положение ротора при подъеме после натяжения краном тросов должно быть горизонтальным, что определяется в начале подъема по одновременности отрыва шеек ротора от вкладышей, а после незначительного подъема - по уровню, устанавливаемому на одну из шеек вала.

При перекосах, заеданиях и задеваниях подъем ротора должен быть немедленно прекращен.

При разборке устройств регулирования и защиты необходимо:

при разборке автоматического стопорного клапана отвернуть два диаметрально противоположных болта на разъеме колонки, установить вместо них две удлиненные линейные шпильки с нарезкой по всей длине и только после этого отвертывать остальные болты, осторожно распуская пружину длинными шпильками с нарезкой;

вынимать дроссельный клапан после строповки его за навернутую до отказа соединительную полумуфту; держать клапан за шток и края запрещается;

ослаблять пружины центробежного регулятора при его разборке равномерно с двух сторон.

При посадке деталей турбин с натягом методом глубокого охлаждения необходимо надевать рукавицы и работать с помощью специальных приспособлений. При использовании жидкого азота для охлаждения деталей следует учитывать возможность образования взрывоопасной смеси (жидкая азотно-кислородная смесь с содержанием более 30% кислорода).

Для предупреждения образования взрывоопасных смесей необходимо предварительно проводить тщательную очистку охлаждаемых деталей и ванны от масла и жировых загрязнений и осуществлять в процессе охлаждения контроль за повышением концентрации кислорода в азоте.

Прорезку и зачистку гребней у концевых или диафрагменных уплотнений, следует производить в рукавицах.

Перед началом проворачивания ротора турбины вручную (при центровке) необходимо встать ногами на горизонтальный разъем турбины или на площадку, установленную на уровне горизонтального разъема. Проворачивание ротора вручную должно выполняться по команде производителя работ или назначенного им лица из состава бригады.

Перед проворотом ротора турбины краном ремонтные работы на ее проточной части должны быть прекращены, а персонал удален в безопасное место. При проворачивании ротора краном находиться в районе натягивающего троса запрещается. Наматывать трос следует равномерно, без набегов, избегая его защемления.

Палец, плотно вставляемый в соединительную полумуфту, должен иметь бурт, упирающийся в нее, и выемку (канавку) для наброса петли стропа. Длина пальца должна быть не менее двух толщин фланцев соединительной полумуфты.

Запрещается применять ременную передачу при балансировке роторов турбины на станке. Ротор двигателя должен быть соединен с балансируемым ротором через подвижную муфту, легко расцепляемую на ходу. Против мест крепления пробных грузов должны быть установлены оградительные щиты.

Во время балансировки роторов турбины на станке или в собственных подшипниках место балансировки должно быть ограждено.

Запрещается производить работы, связанные с заменой и ремонтом арматуры на маслопроводах и с разборкой деталей регулирования (за исключением замены манометров), при работающей турбине или работающем масляном насосе.

При проведении ремонтных работ на маслосистеме необходимо:

огневые работы выполнять с учетом требований Правил;

участки маслопроводов, на которых в период ремонта переварены сварные стыки фланцевых соединений штуцеров, отводов и т.п., подвергать гидравлическому испытанию;

пролитое масло немедленно убирать;

при химической очистке маслосистемы соблюдать требования Правил;

пропаривание труб масляной системы и маслоохладителя производить насыщенным паром давлением не выше 0,6 МПа (6 кгс/см2) на специально оборудованной площадке; вентиль подачи пара устанавливать непосредственно у рабочего места; применение для подвода пара резиновых шлангов запрещается;

работы внутри масляных баков производить только после очистки их от масла и шлама, пропаривания, вентиляции и с выполнением требований безопасности, предусмотренных Правилами.

Огневые работы на расстоянии менее 10 м от участков газомасляной системы, содержащих водород, должны производиться по наряду с выполнением мер, обеспечивающих безопасность работы (установка ограждений, проверка воздуха в помещении на отсутствие водорода и т. п.).

Огневые работы непосредственно на корпусе генератора, трубопровода и аппаратах газомасляной системы, заполненных водородом, запрещается.

Около генераторов и устройств газомасляной системы должны быть вывешены предупреждающие знаки безопасности «Осторожно! Опасность взрыва».

ВЫВОД

В ходе проведенной работы был рассмотрен энергоблок с турбиной К-500-240 мощностью 500 МВт. Были определены его основные энергетические показатели, показатели турбоустановки и энергоблока в целом, произведен выбор основного и вспомогательного оборудования. Результаты расчетов показали, что оборудование соответствует современным требованиям по проектированию, сооружению и эксплуатации тепловых электрических станций.

В технологической части был рассчитан подогреватель низкого давления по гидравлическому расчету, на прочность и его тепловой расчет. По данным понятно, что ПНД соответствует сегодняшним нормам.

В специальной части был рассчитан подогреватель низкого давления смешивающего типа по тепловому и гидравлическому расчету. По данным расчета понятно, что замена подогревателя низкого давления поверхностного типа на подогреватель низкого давления смешивающего типа повышает коэффициент полезного действия и уменьшает расход топлива на станцию. Расчет показал, что подогреватель низкого давления смешивающего типа соответствует нормам.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара. - М.: МЭИ, 1999.

2. Маликов Е.А. Методические указания по оформлению пояснительной записки выпускной работы на степень бакалавра. - Волжский: Изд-во ВФ МЭИ (ТУ), 2001.

3. Маликов Е.А. Расчет ленточного конвейера. Методические указания. - Волжский, 2003.

4. Рихтер Л.А., Елизаров Д.П., Лавыгин В.М. Вспомогательное оборудование тепловых электростанций. - М.: Энергоатомиздат, 1995.

5. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

6. Шкловер Г.Г., Мильман О.О. Исследования и расчет конденсационных устройств паровых турбин. - М.: Энергоатомиздат, 1995.

7. Щегляев А.В. Паровые турбины. - М.: Энергия, 1976.

Размещено на Allbest.ru