Размещено на http://www.allbest.ru/

Зміст

Вступ

1. Короткий опис промислово-опалювальної ТЕЦ, та основного обладнання

1.1 Турбіна газова

1.2 Теплова схема газотурбінної установки з котлами-утилізаторами

1.3 Котли-утилізатори

1.4 Водопідготовка

2. Розрахунок теплової схеми енергетичної ГТУ

2.1 Визначення параметрів робочого тіла в осьовому компресорі

2.2 Тепловий розрахунок основних параметрів камери згорання ГТУ

2.3 Визначення основних параметрів робочого тіла в газовій турбіні

2.4 Розрахунок енергетичних показників ГТУ

2.5 Визначення енергетичних показників промислово-опалювальної ГТУ-ТЕЦ

3. Автоматизація ГТУ-ТЕЦ

3.1 Особливості системи управління ГТУ

3.2 Гідравлічна частина системи регулювання

4. Охорона навколишнього середовища

4.1 Розрахунок викидів шкідливих речовин

5. Енергозбереження

6. Охорона праці і пожежна безпека

6.1 Пожежна безпека

6.2 Шумова характеристика газотурбінної установки

7. Економічна частина

8. Перелік використаних джерел

Висновок

Вступ

На сьогодні паливно-енергетичний комплекс України характеризується технологічною відсталістю, зношеністю промислово-виробничих фондів (на 65--75%), браком коштів на їх оновлення, недостатніми обсягами геологорозвідувальних робіт стосовно нафти й газу та введення в експлуатацію перспективних родовищ, неактивною політикою диверсифікації джерел нафто- і газопостачання тощо.

З метою розв'язання енергетичних проблем і реформування паливної та енергетичної галузей у 1994 р. була розроблена Концепція розвитку паливно-енергетичного комплексу України на період до 2010 р. У контексті сталого розвитку та вдосконалення структур виробництва і споживання визначено такі пріоритети енергетичної політики України:

-- активне ресурсо- й енергозбереження;

-- розширення використання безпечних беземісійних (або з низьким ступенем емісії СО2) джерел енергопостачання;

-- зменшення шкідливого тиску джерел енергопостачання з високим вмістом вуглеводнів на навколишнє середовище;

-- створення систем моніторингу та використання індикаторів з метою спостереження за процесом інтеграції екологічних аспектів у паливно-енергетичному секторі;

-- диверсифікація джерел імпортного постачання в Україну природного газу, нафти, ядерного палива;

-- стабілізація й збільшення обсягів власного видобутку нафти і газу шляхом зростання обсягів розвіданих запасів;

-- розвиток нафто- і газотранспортних коридорів;

-- розвиток відновлюваних джерел енергії;

-- використання альтернативних видів палива.

Починаючи з 2011 p., Україна має забезпечити коштами заходи щодо зняття з експлуатації ядерних блоків атомних станцій. Ця сума становитиме 4 млрд 718 млн 892 тис.

До речі, нині у світі експлуатується 440 ядерних реакторів; США в найближчому майбутньому планує запустити ще 20, а Китай --19.

Розвиток альтернативних відновлюваних джерел енергії реалізується у рамках Програми державної підтримки розвитку нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії та малої гідро- й теплоенергетики (1997 р.). На сьогодні використання відновлюваних джерел енергії в Україні (крім великої гідроенергетики) становить майже 0,5 % загального споживання первинних енергоносіїв. Технічно можливий сумарний потенціал нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії України дорівнює близько 78 млн т умовного палива на рік (100 %), який за напрямами використання поділяється таким чином:

-- вітроенергетика -- 24,6 млн ту. п. (31,4 %);

-- мала гідроенергетика -- 2,24 (2,9 %);

-- сонячна енергетика -- 4,92 (6,3 %);

-- біоенергетика -- 21,2 (27,1 %);

-- штучні горючі гази та метан шахтних родовищ -- 18,2 (16,9%);

-- інші напрями використання джерел енергії -- 12,03 млн т у. п. (15,4%).

Серед основних видів нетрадиційної енергетики, визнаних пріоритетними в Україні, вирізняють: використання біогазової енергії, малу теплоенергетику, вітроенергетику, малу гідроенергетику, використання шахтного метану та штучних горючих газів, геліоенергетику, геотермальну енергетику. Серед резервів України зі збільшення обсягів потенціалу нетрадиційних джерел енергії є молода інноваційна сфера розвитку технології паливних комірок, за якою енергія з органічних видів палива безпосередньо перетворюється на електрику. Україна -- єдина в Європі країна, котра володіє родовищем циркону -- сировини для паливних комірок, що є третім за величиною у світі. Ці ресурси дають змогу Україні долучитися до міжнародної співпраці з розбудови нової екологічно безпечної енергетики та автомобільного транспорту XXI ст.

З погляду енергоефективності нині Україна відстає від інших європейських країн у зв'язку з застарілими технологіями радянської епохи, що використовуються в багатьох галузях економіки, неекономним використанням енергії, неефективною структурою промислового виробництва та значними масштабами тіньової економіки. Низька енергоефективність обмежує конкурентоспроможність вітчизняних виробників і негативно впливає на торговий баланс України, адже країна змушена імпортувати великі обсяги викопних енергоносіїв (нафти й газу) з Росії й Туркменістану. З метою зменшення залежності України від імпортних енергоносіїв потрібно впровадити енергоефективні технології та забезпечити ширше застосування поновлюваних джерел енергії.

1. Короткий опис промислово-опалювальної тец, та основного обладнання

енергетичний газотурбінний електростанція

Проектована ТЕЦ розташована в промисловому вузлі та забезпечує парою і теплом підприємства, а також теплом та гарячою водою житловий сектор.

Існуюча потреба в парі на виробництво складає 200 т/год., а теплове навантаження у гарячій воді на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання - 55 ГДж/год.

У даній роботі, для забезпечення потреб споживачів, пропонується встановлення газотурбінного обладнання фірми АББ:

* три ГТУ типу GT8C, потужністю 50 МВт кожна;

* три котли-утилізатори АТ "Подільський машинобудівний завод" продуктивністю 105 т/год. кожен.

Компанія АББ, світовий лідер з технологій для енергетики та автоматизації, працює в Україні з 1992 року. В АББ в Україні працюють 205 співробітників. Офіси компанії - в Києві, Донецьку, Запоріжжі, Львові, Миколаєві та Харкові.

У 1883 році Людвіг Фредхольм створює в Стокгольмі компанию Elektriska Aktiebolaget - виробника електричної освітлювальної апаратури та генераторів а у 1891 Чарльз Є.Л. Браун (Charles E.L. Brown) і Вальтер Бовері (Walter Boveri) засновують компанію Brown, Boveri & Cie в Бадені, Швейцарія. Через деякий час Brown, Boveri & Cie стала першою компанією, котра передала на відстань струм високої напруги. У 1988 році ці дві компанії об'єдналися і створили АББ (Asea Brown Boveri Ltd), одну з найбільших електротехнічних компаній світу.

Компанія АББ свого часу стала однією з перших електроенергетичних компаній, котра зосередилась на виробництві продукції для підвищення енергоефективності електромереж та промислових підприємств, обладнання та технологічних рішень для альтернативної енергетики, електромобілів і очистки питної води. На українському ринку компанія орієнтована саме на те, щоб пропонувати найбільш інноваційні технології для модернізації мереж, підвищення промислової продуктивності, розвитку альтернативної енергетики та збільшення енергоефективності домашніх господарств.

1.1 Турбіна газова

Газотурбінна установка GT8C є вдосконаленою модифікацією ГТУ GT8, що випускається фірмою АВВ з 1984 року. GT8C виконана за схемою простого відкритого циклу. Ротор газогенератора і силової турбіни є одним цілим і з'єднаний з ротором електрогенератора через редуктор (6200/3000 об / хв). Турбіна і компресор розміщені в одному корпусі, розділеному у горизонтальній площині на рівні осі обладнання, і являють собою в зібраному стані єдиний блок.

Для підтримання необхідного діапазону температур деталей, що контактують з гарячим газом передбачена система повітряного охолодження. Крім неї в турбіні є термоізоляція,(яка також служить і як звукоізоляція), для запобігання виділенню тепла в навколишнє середовище, рівномірного розподілу тепла на усіх деталях обладнання та ізоляції шуму.

Камера згорання встановлена вертикально на корпусі турбіни, та має зустрічно-напрямлене охолодження. Газова турбіна може працювати як на газоподібному, так і на рідкому паливі. Є можливість перемикання з газоподібного палива на рідке (автоматично), та з рідкого на газоподібне (вручну) без припинення експлуатації. Як аварійне паливо використовується дизельне пальне.

У процесі спалювання рідкого палива відбувається вприскування води з метою підтримки емісії NOx вихлопних газів на низькому рівні. Процес горіння несприятливих змін не зазнає . Генераторний блок сполучений із газотурбінним блоком через редуктор.

Генератор - двополюсний, трифазний, синхронний, виконаний у закритому корпусі з повітряним охолодженням. Подача мастила для підшипників забезпечується тими ж системами, що обслуговують газову турбіну.

Всмоктувальний патрубок виконаний перпендикулярно осі компресора. Для очищення повітря перед компресором, передбачена одноступенева фільтруюча система з високим ступенем фільтрації. Для очищення фільтруючих елементів використовується стиснене повітря з тиском від 6 до 8 бар. Ступінь стиснення компресора - 15,8.

Компоновка обладнання передбачає розміщення всіх агрегатів установки в окремому боксі. Вихід відпрацьованих газів виконується по осі ротора турбіни. Димові гази скидаються в атмосферу через димохід, встановлений за межами боксу.

Герметичність з'єднання між скидним дифузором і димоходом та компенсація температурного розширення забезпечуються встановленням сильфонного компенсатора, виготовленого з легкого жаростійкого матеріалу. Крім того у димовому тракті вбудований глушник, для зниження рівня шуму. Димовий тракт і димохід по всій довжині покривається тепло-звукоізоляцією.

Устаткування постачається у зібраному вигляді.

Характеристики ГТУ приводяться для стандартних втрат тиску по тракту (всмоктувальний і скидний тракт): які в сумі складають 25 мілібар.

В якості палива прийнятий природний газ із процентним вмістом за об'ємом: CH4 = 98,9; C2H6 = 0,13; C3H8 = 0,01; CO2 = 0,08; N2 = 0,87.

Основні показники роботи турбіни GT8C в номінальному режимі, за робочих умов: t = +15 °С, Р = 0,1013 МПа наведені в таблиці 1.1

Таблиця 1.1 - Основні показники роботи GT8C

Показник	Значення	Одиниця вимірювання
Потужність	51,6	МВт
ККД	33,9	%
Витрата палива	3,045	кг/с
Витрата димових газів	177,4	кг/с
Температура димових газів після турбіни	517	°С
Температура газів на вході в турбіну	1100	°С
Коеф. надлишку повітря	3,309

1.2 Теплова схема газотурбінної установки з котлами-утилізаторами

Утилізація теплоти димових газів після турбін відбувається в котлах-утилізаторах, які генерують водяну пару з параметрами 1,5 МПа 295°С для промислових потреб. Котли-утилізатори підключені по виходу пари до двох загально станційних колекторів, від яких пара подається на пікові мережні підігрівачі та на виробництво.

Конденсат з виробництва, конденсат з теплообмінників, і підживлювальна хімочищена підігріта вода деаеруються в атмосферних деаераторах. Пара в деаератори надходить з колектора пари 0,12 МПа. Деаератори з'єднані між собою перемичками по парі і воді. Живильна вода з температурою 104°С подається в економайзери котлів-утилізаторів.

Безперервна продувка котлів після розширювачів безперервної продувки (РБП) направляється без охолодження на випарну установку, пара з РБП надходить в колектор пари 0,12 МПа.

Для глибокого охолодження газів на виході з котла, на лінії рециркуляції газоводяного теплообмінника (ГВТО) встановлюються водоводяні теплообмінники, в яких тепло знімається водопровідною водою, яка далі поступає на ХВО для потреб підживлення тепломережі.

У принциповій тепловій схемі ГТУ-ТЕЦ відпрацьовані гази після ГТУ надходять в котел-утилізатор, в якому генерується технологічна пара і підігрівається мережна вода.

В котлі-утилізаторі є дві групи поверхонь нагріву: перша, де генерується технологічна пара і друга за ходом газів, для підігріву мережної води.

Передбачений байпасний газохід регулювання теплового навантаження окремих частин котла-утилізатора.

У схему генерації технологічної пари входять економайзер, випарний контур з примусовою циркуляцією робочого тіла і барабаном, а також пароперегрівник. Основна частина перегрітої пари повинна надходити до споживачів із заданими параметрами. Внаслідок зміни параметрів вихлопних газів ГТУ, під дією різних факторів, будуть змінюватися і параметри перегрітої пари за котлом-утилізатором. Тому, для регулювання параметрів пари, що відпускається споживачам, передбачено вприскування в паропровід живильної води, яка забирається після живильного насосу установки.

Деаератор живильної води забезпечує деаерацію і підігрів поверненого з виробництва конденсату, а також додаткової води для компенсації внутрішніх і зовнішніх втрат. Підігрів води здійснюється подачею пари з котла-утилізатора.

У другій частині котла-утилізатора встановлений газоводяний теплообмінник (ГВТО), призначений для подальшого охолодження відпрацьованихних газів ГТУ, шляхом відбору тепла мережною водою опалювальної системи.



Для стабілізації температури мережної води передбачений насос рециркуляції (НРЦ) частини підігрітї в ГВТО мережної води. У схему мережевої установки ТЕЦ включений піковий підігрівач мережної води (піковий бойлер), який працює на перегрітій парі з котла-утилізатора. Це покращує регулювальні характеристики ГТУ - ТЕЦ.

1.3 Котли-утилізатори

Для утилізації тепла відпрацьованих газів за газовими турбінами встановлюються горизонтальні котли-утилізатори АТЗТ "Подільський машинобудівний завод". Котли - утилізатори виробляють технологічну пару з тиском 1,5 МПа , температурою 295°С і дозволяють отримувати гарячу воду для потреб теплопостачання за рахунок розміщення в котлах газоводянних теплообмінників (ГВТО), включених в замкнутий контур, тепло від яких забирається в спеціальних теплообмінниках-бойлерах.

Котел виконується газощільним. Поверхні нагріву котла виконані з труб із зовнішнім спіральним ребрами. За кожним котлом передбачається установка глушника, гермо-клапана та ремонтної заглушки.

Котел-утилізатор з горизонтальною компоновкою має такі переваги над вертикально-компонованим:

- менший аеродинамічний опір газоходів ;

- відсутні циркуляційні насоси, що спрощує компоновку і схему котла, знижує витрату електроенергії на власні потреби ТЕЦ ;

- є можливість використання кранового обладнання для монтажу та ремонту котлів.

Технічні характеристики котла-утилізатора наведені в таблиці 1.2

Таблиця 1.2 - Технічні характеристики котла-утилізатора

Параметр	Навантаження ГТУ
	100 %	50 %
Температура живильної води, оC	104	104
Температура зовнішнього повітря, оC	-20/-30	0	+20	-20/30	0	+20
Температура газів на вході в котел, оC	510	519	526	432	444	458
Витрата газів на вході в котел, кг/с	196	186	173	150	142	133
Паропродуктивність, т/год	105	103	97,7	61,2	60,9	60,2
Температура пари на виході, оC	292	294	297	285	289	293
Тиск пари за котлом, МПа	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
Температура газів на виході, оC	101	99	97	100	97	94
Аеродинамічний опір газового тракту, Па	1480	1340	1180	888	806	718
Температура газів на вході в ГВТО, оC	159	157	155	164	161	159
Витрата води через ГВТО, т/ч	199	199	199	199	199	199
Температурний режим ГВТО, оC	70/121	70/118	70/115	70/126	70/121	70/117

1.4 Водопідготовка

Установка двоступеневого Na-катіонування з попередньою очисткою води, призначена для поповнення втрат пари і конденсату в тепловій схемі ТЕЦ. Проектна продуктивність установки підживлення котлів пом'якшеною водою становить 1500 м3/год. Джерелом технічного водопостачання є міська водопровідна мережа .

Сира вода від напірних колекторів насосної станції, водогоном подається в турбінний цех ТЕЦ, де проходячи через трубні пучки вбудовані в конденсатори, підігрівається до температури 40 оC. Далі, підігріта таким чином вода, подається насосами сирої води через трубопроводи сирої води на освітлювачі типу МПС, де піддається вапнуванню із коагуляцією. Продуктивність насосів сирої води складає 500 м3/год і 1080 м3/ ч, підпір Н = 33-35 м.в.ст. Крім того, як резервний ввід холодної сирої води, може використовуватись, циркуляційна вода (через перемичку в турбінному цеху) і вода з пожежного трубопроводу. Після освітлювачів, вапновано-коагульована вода надходить в проміжні баки, звідки перекачувальними насосами подається на механічні фільтри (МФ), на яких здійснюється її повне освітлення, і, далі, на установку Na-катіонування.

Установка виконана за схемою двоступеневого Na-катіонування з паралельним включенням фільтрів. Після механічних фільтрів освітлена вода спрямовується на Na- катіонітові фільтри I ступеня, після чого потрапляє в баки пом'якшеної води. З баків пом'якшеної води (БПВ) насосами (НПВ) вода подається на Na-катіонітові фільтри II ступеня, після яких надходить в турбінний цех на потреби підживлення котлів-утилізаторів.

Як фільтруючий матеріал механічних фільтрів попередньої очистки застосовується термоантрацит вітчизняного виробництва. Na-катіонітові фільтри I ступеня установки завантажені вітчизняним катіонітом КУ-1, а фільтри II ступеня катіонітом КУ-2.

Забруднена вода після механічних фільтрів і Na-катіонітових фільтрів, і регенераційні води Na-катіонітових фільтрів скидаються в промзливну каналізацію.

2. Розрахунок теплової схеми енергетичної ГТУ

Метою розрахунку теплової схеми ГТУ є визначення параметрів робочого тіла, витрати палива і енергетичних характеристик установки.

Вихідні дані розрахунку:

Основні показники роботи ГТУ в розрахунковому режимі:

1. Параметри навколишнього середовища: К, =0,1013 МПа.

2.Основне паливо - природний газ, з характеристиками:

- теплотворна здатність =49193 кДж/кг [1];

- густина =0,723 кг/м3;

- теоретично необхідиа кількість повітря для згорання 1 кг палива Lo=16,62 кг/кг [1];

- склад (% до об'єму): CH4=98,9; C2H6=0,13; C3H8=0,01; CO2=0,08; N2=0,87.

3. Фізична частота обертання ротора ГТУ =103,33 1/с [6];.

4. Фізична витрата повітря на вході в компресор =177 кг/с [6];

Нерозрахунковий режим ГТУ:

1. Параметри навколишнього середовища: К, =0,1013 МПа;

2. Початкова температура газів на вході в газову турбіну =1373 К[6].

2.1 Визначення параметрів робочого тіла в осьовому компресорі

1. Питома приведена частота обертання ротора ГТУ:

==1,0366.

2. Приведена частота обертання ротора ГТУ, 1/с:

107,1

3. Приведена витрата повітря через компресор, кг/с:

1,017·177=180,

де =1,017 (з конструктивних характеристик).

4. Коеф. зростання тиску в компресорі: =15,7 (з конструктивних характеристик).

5. Ізоентропійний ККД компресора: =0,853.

6. Тиск повітря на вході в проточну частину компресора, МПа:

.

Величина втрати тиску на вході в компресор рк.вх обирається з інтервалу 0,0008 - 0,0013 МПа.

7. Фізична витрата повітря через компресор в нерозрахунковому режимі, кг/с:

177·1,017·1,0367·(0,1002/0,1003)=186,6.

8. В подальшому, визначаємо питому роботу стиснення повітря в компресорі та температуру цього повітря за компресором. Розрахунок даних величин можна провести методом послідовного наближення за середньоарифметичним значенням теплоємності:

В першому наближені приймаємо =655,6 К.

9. Середньоінтегральна теплоємність повітря визначається за формулою, кДж/(кг·К): =0,9956+92,99·10-6·(Т-273)

теплоємність повітря при равна 0,9951 кДж/(кг·К).

теплоємність повітря при равна сph вих=1,031 кДж/(кг·К).

10. Середньоарифметична величина теплоємності в інтервалі температур ч:

сpm= (сph вх+сph вих ) /2

сpm=1,013 кДж/(кг·К).

11. Питома робота стиснення повітря в компресорі, кДж/к:

,

де RВ - газова стала повітря RВ=0,287 кДж/(кг·К).

12. Температура повітря після компресора, К:

ТКК=ТНС·.

13. Тиск повітря після компресора, МПа:

0,1002·15,7=1,573.

14. У тепловій схемі ГТУ передбачено охолодження більшості гарячих деталей газової турбіни повітрям, що відбирається із проточної частини компресора. Охолоджуються як соплові, так і робочі лопатки проточної частини газової турбіни, елементи ротора і статора. Далі проводяться теплогідравлічні розрахунки всіх елементів системи охолодження, внаслідок яких визначають:

- необхідну кількість охолоджуючого повітря;

- необхідний тиск повітря, відібраного для охолодження з проточної частини компресора, та поданого у відповідні елементи газової турбіни.

У розрахунку теплової схеми GT8C, на підставі заводських даних, приймається, що відбір повітря для охолодження здійснюються після п'ятого, дев'ятого і останньго 12-го ступеня компресора.

Користуючись цими даними, розраховуємо параметри повітря в точках відбору його з компресора.

А) після 5 ступеня компресора: GОХОЛ.5=2,35 кг/с;

=7,6 - заводські дані.

Методом послідовного наближення, аналогічно до розрахунку всього компресора, визначаємо температуру після 5 ступеня і питому роботу стиснення повітря:

Приймаємо в першому наближенні:

Т5=514,9 К,

сph5=1,018 кДж/(кг·К)

15.Средньоарифметична величина теплоємності в інтервалі температур ТНС чТ5, кДж/(кг·К):

сpm 5= (сph вх+сph 5 ) /2,

сph 5=1,007.

16. Питома робота стиснення повітря, кДж/кг:

210,2.

17. Температура повітря після 5 ступеня компресора, К:

Т5=ТНC· 513,7.

Б) після 9 ступеня компресора: GОХОЛ.9=5 кг/с;

=10,1 - заводські дані.

18. Методом послідовного наближення, аналогічно до розрахунку всього компресора, визначаємо температуру після 9 ступеня і питому роботу стиснення повітря:

Приймаємо в першому наближенні: Т9=562,39К, сph 9=1,022 кДж/(кг·К).

19. Средньоарифметична величина теплоємності в інтервалі температур

ТНС чТ9, кДж/(кг·К):

сpm 9= (сph вх+сph 9 ) /2,

сph 9=1,009.

20. Питома робота стиснення повітря, кДж/кг:

250,3.

21. Температура повітря після 5 ступеня компресора, К:

Т9=ТНС· 560,5.

В) після компресора (після 12 ступеня):

GОХОЛ.12=20,5 кг/с - заводські дані.

Раніше були визначені величини: =16,7; HК=327,4 кДж/к; ТКК=650,7 К.

Продовжимо визначення параметрів робочого тіла в осьовому компресорі ГТУ.

22. Витрата повітря, що подається компресором в камеру згорання ГТУ, кг/с:

GКЗ=GК - (GУТ + GОХОЛ.5+ GОХОЛ.9 + GОХОЛ.12),

GКЗ=157,8.

23. Величину втрат повітря на ущільненнях ротора приймаємо з інтервалу 0,30,5 % від GК, кг/с:

GУТ=0,005·Gк=0,95.

24. Додатково визначаємо:

- частку повітря, яка поступає в камеру згорання ГТУ:

gКЗ== 0,845

- частку охолоджуючого повітря:

gОХОЛ== 0,149

25. Внутрішня потужність, яку споживає компресор ГТУ, кВт:

=,

Nik=70481.

26. За температурою повітря після компресора знаходимо значення ентальпії цього повітря (ТКК=650,7 К):

hКК=389 кДж/кг.

2.2 Тепловий розрахунок основних параметрів камери згорання ГТУ

Тепловий розрахунок камери згоряння передбачає визначення необхідної витрати палива Вгт, розрахункового значення надлишку повітря і ентальпії газів на вході в газову турбіну. Ці величини пов'язані рівнянням теплового балансу камери згоряння. Стосовно до 1 кг спалюваного палива, рівняння має вигляд:

де - ККД камери згорання (коефіцієнт повноти згорання палива), який зазвичай складає 0,960,99; приймаємо =0,99.

Ентальпію газу на вході в газову турбіну знаходимо за величиною ТПТ=1373К, кДж/кг:

hПТ=1342.

У розглянутому режимі приймаємо температуру природного газу, який надходить в камеру згоряння (можливий його попередній підігрів) TПР.Г=5оС (сПР.Г=2,18 кДж/(кг·К)), тоді ентальпія спалюваного природного газу, кДж/кг:

hПАЛ=сПР.Г · tПР.Г=10,898.

Коефіцієнт надлишку повітря в камері згоряння визначаємо з рівняння теплового балансу: =2,3.

Витрату палива в камеру згоряння ГТУ визначаємо з рівняння теплового балансу, кг/с:

ВГТ===3,399.

Відносна витрата палива:

gГП===0,021.

2.3 Визначення основних параметрів робочого тіла в газовій турбіні

Проточна частина сучасної газової турбіни зазвичай складається з трьох ступенів. При зменшенні їх кількості полегшується здійснення охолодження гарячих деталей, але зростає навантаження на кожен із ступенів. Витрата газів на вході GПТ і їх початковий тиск рПТ - величини змінні і залежать від режиму роботи ГТУ. Початкову температуру газів ТПТ в певних межах навантаження підтримують постійною за рахунок відповідної подачі палива регулюючими клапанами. Необхідно зазначити, що під початковими параметрами мається на увазі параметри потоку газів перед робочою решіткою першої ступені лопаток при рНС=0,1013МПа, ТНС=288К, dНС=60%.

На даному етапі розрахунку теплової схеми визначаємо параметри робочого тіла на вході і виході з газової турбіни.

1. Втрата тиску газів в тракті "компресор - камера згоряння - вхід в газову турбіну":

рК-ГТ=рОК-ГТ··=0,025··=0,0254 МПа.

2. Тиск газів на входів газову турбіну:

РПТ = рКК - рК-ГТ=1,673 - 0,0254=1,6476 МПа.

3. Витрата газів на вході в газову турбіну:

GПТ = GКЗ+ВГП=157,8+3,399=161,99 кг/с.

4. Коефіцієнт опору викиду газів після ГТУ, при її роботі в автономному режимі зазвичай становить = 0,03ч0,05; для GT8C він складає =0,03 (за даними виробника).

5. Тиск газів після ГТУ, МПа:

рКТ=рНС·(1+),

рКТ=0,1013·(1+0,03)=0,1043.

6. Ступень розширення газів в проточній частині ГТУ:

=,

==16.

Потік робочого тіла через проточну частину газової турбіни можна умовно розділити на дві складові, які об'єднуються в підсумку в одну сумарну витрату газів. Перша зі складових - це гази, які з початковою температурою ТПТ розширюються в проточній частині до температури на вихлопі ТКТ. Друга - охолоджуюче повітря, яке подається в турбіну з проточної частини компресора, а потім скидається в загальний потік газів, і, умовно, охолоджується до температури ТКВ. У підсумку, змішування цих складових призводить до утворення сумарної витрати робочого тіла з температурою ТСМ.

7. Газова стала:

а) газова стала чистих продуктів згорання (ЧПЗ):

RЧПЗ=·+·+·,

= 0,1899 кДж/(кг·К);

= 0,0936;

= 0,4615 кДж/(кг·К);

= 0,2016;

= 0,2968 кДж/(кг·К);

=0,7048.

RЧПЗ= 0,32 кДж/(кг·К).

б) частка повітря в потоці газів ГТ визначається відношенням кількості повітря, що не бере участь в процесі горіння до суми 1 кг палива та загальної кількості повітря, що надходять в камеру згоряння ГТУ:

gВ= == 0,551;

в) газова стала робочого тіла в ГТ, кДж/(кг·К):

RГ= RЧПЗ·(1-gВ)+RВ·gВ,

RГ =0,32·(1-0,604)+0,287·0,604 = 0,302.

8. Визначення середньоарифметичного значення теплоємності:

У першому наближенні приймаємо: Ткт=810,95 К.

Середньоінтегральна теплоємність для різних компонентів продуктів згоряння і повітря:

= 0,8298+377,56·10-6·(Т-273),

= 1,8334+311,08·10-6·(Т-273),

= 1,0241+88,55·10-6·(Т-273),

= 0,9956+92,99·10-6·(Т-273).

Середньоінтегральна теплоємність чистих продуктів згоряння:

сph ЧПЗ= · + · + · =1,24 кДж/(кг·К).

Середньоінтегральна теплоємність газів (з урахуванням надлишку повітря):

сph Г= сph чпс·(1-gв) + ·gв = 1,117 кДж/(кг·К),

сph Г ВХ =1,167 кДж/(кг·К),

сph Г ВИХ=1,117 кДж/(кг·К).

Середньоарифметичне значення теплоємності газів в інтервалі температур ТПТТКТ:

cpm г= (сph Г ВХ+ сph Г ВИХ)/2 = 1,142 кДж/(кг·К).

9. Температура газів після ГТ без врахування впливу охолоджуючого повітря, К:

ТКТ= ТПТ·

Для сучасних ГТУ значення ККД проточної частини газової турбіни знаходиться в межах = 0,9ч0,94. В розглянутому режимі, користуючись заводськими даними, приймаємо ККД проточної частини газової турбіни:

= 0,9083.

10. Визначення теплоємності суміші газів і охолоджуючого повітря на виході газової турбіни.

Відповідно до рекомендацій, значення температури охолоджуючого повітря в кінці проточної частини газової турбіни приймається в межах: ТКВ= =(0,80ч0,82)·ТКТ. В даному випадку приймаємо: ТКВ= 0,82·ТКТ=664,98 К,

средньоінтегральна теплоємність повітря при даній температурі:

сph В= 1,066 кДж/(кг·К).

Теплоємність суміші газів і охолоджуючого повітря на виході газової турбіни визначаємо з рівняння змішування потоків газів, кДж/(кг·К):

ср СМ= ,

ср СМ 1,11.

11. Визначення температури суміші газів і охолоджуючого повітря на виході газової турбіни. Температуру суміші газів і охолоджуючого повітря на виході газової турбіни визначаємо з рівняння змішування потоків газу, К:

ТСМ=

ТСМ =.

12. Надлишок повітря в суміші газів за газовою турбіною:

2,7

13. Вміст окислювача в суміші після газової турбіни, %:

13,2.

14. Визначення внутрішньої потужності газової турбіни.

Внутрішня потужність газової турбіни визначається на основі послідовного газодинамічного розрахунку ступенів її проточної частини з використанням відповідних методик. Фірми та організації, виробники ГТУ, користуються власними методиками, в яких враховані конструктивні особливості установки, матеріал лопаток і технологія їх виготовлення, система охолодження тощо. У даному розрахунку внутрішня потужність газової турбіни визначена з використанням методу запропонованого заводом виробником:

2.4 Розрахунок енергетичних показників ГТУ

1. Електрична потужність ГТУ:

де механічні ККД и ОК:

ККД електрогенератора ГТУ:

2. ККД ГТУ для виробництва електроенергії (брутто):

0,3432.

3. ККД ГТУ для виробництва електроенергії (нетто):

0,3253.

- частка електроенергії на власні потреби ГТУ:



ЕВП=0,04+0,012=0,052.

2.5 Визначення енергетичних показників промислово-
опалювальної ГТУ-ТЕЦ

Вихідні дані:

- електрична потужність в автономному режимі =57400 кВт;

- параметри відпрацьваних газів: витрата GКТ=189 кг/с

температура иКТ=518 оС

тиск рКТ=0,1043 МПа

ентальпія hКТ=561 кДж/кг

надлишок повітря бКТ=2,7

- витрата палива ВГП = 3,399 кг/с

Задані параметры технологическої пари на виході ГТУ-ТЕЦ:

-рП=1,47 МПа, tП=350 оС.

Прийнятий тиск в деаераторі рД=0,12 МПа, параметри поверненого з виробництва конденсату tПК=100 оС, hПК=419 кДж/кг, доля повернення конденсату бПК=0,9. Температурний графік роботи тепломережі споживачів: tПС=130 оС, tЗС=55 оС.

Внутрішні та зовнішні втрати робочого тіла поповнюются з ХВО водою з температурою tДЕ=40 оС.

Природний газ поступає на ТЕЦ двома незалежними газопроводами з тиском в магістралі рМ=0,5 МПа та середньозваженою протягом опалювального сезону температурою tМ= 4 оС. Подача природного газу в камери згорання ГТУ, здійснюється за допомогою дотискаючого компресора газорозподільного пункту (ГРП). Компресор приводиться в дію електродвигуном і має ККД зДК=0,80.

2.5.1 Тепловий розрахунок котла-утилізатора

Розрахунок починаємо із складання рівнянь теплових балансів парогенеруючої частини котла-утилізатора, та складання “Q - t” діаграми процесів котла-утилізатора. З цією метою приймаємо з певним запасом тиск перегрітої пари і оцінюємо гідравлічний опір пароперегрівача МПа. Це дозволяє визначити температуру насичення в барабані котла. Задаємо температурне нававантаження на "гарячому" кінці пароперегрівника ИПЕ = иКТ - tПЕ = 20 ч 30 оС, температурне нававантаження на "холодному" кінці випарника ИВ = и2 - t= 8 ч 10 оС, та так само деякий запас по температурі води після економайзера 8 ч 12 оС (захист від закипання рідини).

Використано наступні рівняння теплового балансу:

GКТ·(hКТ - h1)·ц = DПЕ·(hПЕ - h) = QПЕ,

GКТ·(h1 - h2)·ц = DПЕ·(h - h) = QВ,

GКТ·(h2 - h3)·ц = DПЕ·( h- hПН) = QЕК.

“Q - t” діаграма процесів котла-утилізатора представлена на рисунку 2.

Коефіцієнт збереження теплоти в котлі-утилізаторі приймаємо ц = 0,994 ч 0,996.

Продувкою води в барабані котла нехтуємо.

При розв'язанні цих рівнянь задаємо таке значення витрати генерованої перегрітої пари DПЕ, що забезпечуватиме прийняті вище температурні навантаження. Контрольним є значення температури газів за економайзером и3=tПЕ+И3 . Температурне нававантаження приймаємо И3= 30ч40 оС.

З теплового балансу змішувача уточнюємо величину вприску охолоджуючої води Dвпр, яка забезпечуватиме задані параметри технологічної пари.



Рис.2 “Q - t” діаграма

У розрахунку визначено:

DПЕ=24,5 кг/с, рПЕ=1,52 МПа, tПЕ=493 оС,

DВПР=3,42 кг/с, рБ=1,72 МПа, t=204,9 оС,

ИПЕ= 28 оС, ИВ= 9,1 оС, tПН=108 оС, t=196,9 оС.

2.5.2 Тепловий розрахунок газо-водяного теплообмінника ГВТО

Розрахунок виконуємо, використовуючи рівняння теплового балансу:

GКТ·(hПР - hДГ)·ц=GГВТО·(h- h)=QГВТО

Температура мережної води прийнята t = 60 оС, t = 100 оС, відповідно h= 252,2 кДж/кг, h= 420,3 кДж/кг. Це дозволяє визначити кількість води, що використовується в контурі рециркуляції, і, загальну кількість води, що проходить через ГВТО:

GГВТО=GМВ+GРЕЦ=GМВ·.

Приймаємо температуру димових газів після котла-утилізатора рівною иДГ=80ч100 оС, з рівняння теплового балансу розраховуємо витрати мережної води GМВ. В результаті розрахунку отримуємо:

И1=443,3 оС, h1=481,6 кДж/кг;

И2=213,6 оС, h2=226,8 кДж/кг;

И3=165,4 оС, h3=174,8 кДж/кг;

ИДГ=100 оС, hДГ=105,1 кДж/кг;

GМВ=69,25 кг/с, hЗС=230,6 кДж/кг.

2.5.3 Тепловий баланс пікового мережного підігрівника

Складемо рівняння теплового балансу пікового мережного підігрівника:

GСЕ·(hПС - h) = DПЕ·(hПЕ - hДР)·з.

В розрахунку прийнято: tДР=100 оС, з=0,998 и визначено:

DПБ=2,87 кг/с, hПС=546 кДж/кг.

2.5.4 Тепловий розрахунок деаератора живильної води

Матеріальний баланс деаератора (продувкою барабана котла нехтуємо):

DПЕ+ DВПР= D+ DОК+ DДЕ+ DПБ,

DОК=0,9· DПЕ и DДЕ=0,1·DП

Тепловий баланс деаератора:

(DПЕ+DВПР)·h=D·hПЕ+ DОК·hОК+ DДЕ·hДЕ+ DПБ·hДР

У розрахунковому режимі визначено: D = 0,38 кг/с, DП = 24,68 кг/с, DОК = 22,21 кг/с, DДЕ = 2,47 кг/с.

У підсумку визначаємо кількість теплоти, яку відпускає ГТУ-ТЕЦ зовнішнім споживачам:

- з технологічною парою: QП=DП·hП - DОК·hОК=67090 кВт;

- з мережною водою: QП=GМВ·(hПС - hЗС) = 21839 кВт.

2.5.5 Конструкторський розрахунок котла-утилізатора

Котел-утилізатор горизонтальної компоновки. Використано стандартні секції поверхонь нагріву, виготовлені з труб із спіральними ребрами.

Складаємо рівняння теплопередачі поверхонь нагріву котла-утилізатора, для яких раніше було визначено значення теплоти за тепловим балансом:

QПЕ=kПЕ·FПЕ·,

QВ=kВ·FВ·,

QЕК=kЕК·FЕК·,

QГВТО=kГВТО·FГВТО·.

В результаті розрахунку визначено:

кП=30 Вт/м2град, =98,2 оС; kЕК=40 Вт/м2град, =33,3 оС;

кВ=40 Вт/м2град, =83,9 оС; kГВТО=40 Вт/м2град, =51,7 оС.

Оскільки число стандартних секцій в одному ряду КУ за напрямом ходу газів b = 4, розраховуємо поверхню нагріву стандартної секції (dн= 30 мм; hРЕБ= 11 мм; bРЕБ= 7 мм; дРЕБ= 2 мм.): FСЕК= 647,5 м2.

Відповідно до конструктивної схеми справедливе співвідношення:

F=b·z·FСЕК,

де z - кількість рядів секцій за напрямом ходу газів відповідної поверхні нагреву.

В результаті розрахунку визначено:

FПЕ= 5180 м2, zПЕ= 2, bПЕ= 4;

FВ = 15540 м2, zВ= 6, bВ= 4;

FЕК= 2590 м2, zЕК= 1, bЕК= 4;

FГВТО= 7770 м2, zГВТО= 3, bГВТО= 4.

Сумарна площа поверхонь нагріву котла-утилізатора: FКУ= 31080 м2,

Кількість рядів секцій за напрямом ходу газів: zКУ=12.

2.5.6 Аеродинамічний розрахунок котла-утилізатора

Розрахунок виконуємо з метою визначення аеродинамічного опору котла-утилізатора та впливу цього опору на потужність ГТУ, і на режими її роботи в схемі ГТУ-ТЕЦ.

1. Площа проходу газів через КУ, м2:

,

где bКУ - ширина газоходу КУ в розрахунковому перерізі, = S1/dН, S1=72 мм, S2=85 мм.

2. Швидкість газів, м/с:

WГ= GКТ/(FСВ·сТ),

WГ = 189/(58,79·0,723) = 4,45.

3. Аеродинамічний опір першого ряду секцій, Па:

158.

4. Аеродинамічний опір КУ (zКУ=12), Па:

2008.

5. Коефіцієнт зниження електричної потужності ГТУ:

.

6. Електрична потужність ГТУ при її роботі в схемі ГТУ-ТЕЦ, кВт:

N = КN·N= 0,989·57400 = 56769.

2.5.7 Визначення енергетичних показників промислово-
опалювальної ГТУ - ТЕЦ

1. Частка теплоти, що відпускається зовнішним споживачам:

4 Частка теплоти, що витрачається для виробництва електричної енергії:

“фізичний” метод:

“пропорційний” метод:

де - ККД котельні з відтпуску теплоти.

5 Частка палива, з виробництва та відпуску теплової енергії:

6 ККД ГТУ-ТЕЦ з виробництва електричної енергії:

де - співвідношення ККД при відокремленому виробництві електричної теплової енергії.

4. Витрата електроенергії на привід компресора для дотискання природного газу:

- значення тиску перед камерами згорання, необхідне для роботи ГТУ, МПа:

РГ= Р·(1,3 ч 1,5),

РГ = 2,0·1,4 =2,8.

- потужність електроприводу дотискаючого компресора, МВт:

.

5. Витрата електроенергії на власні потреби ГТУ - ТЕЦ, МВт:

.

6. Частка витрат електроенергії на власні потреби:

7. ККД ГТУ-ТЕЦ з виробництва електричної енергії (нетто):

;

8. Питома витрата умовного палива (нетто) на виробництво електроенергії, г/(кВт·ч):

;

.

9. Коефіцієнт використання теплоти згорання палива (повний ККД ГТУ-ТЕЦ):

3. Автоматизація ГТУ-ТЕЦ

Автоматизація - це застосування комплексу засобів, що дозволяють здійснювати виробничі процеси без особистої участі людини, але під її контролем. Автоматизація виробничих процесів приводить до збільшення випуску, зниженню собівартості і поліпшенню якості продукції, зменшує чисельність обслуговуючого персоналу, підвищує надійність і довговічність машин, дає економію матеріалі , поліпшує умови праці і техніки безпеки.

Автоматизація звільняє людину від необхідності безпосереднього керування механізмами . В автоматизованому процесі виробництва роль людини зводиться до налагодження, регулювання, обслуговування засобів автоматизації і спостереження за їх роботою. Але, натомість, експлуатація засобів автоматизації вимагає висококваліфікованого обслуговуючого персоналу.

За рівнем автоматизації теплоенергетика займає одне з провідних місць серед інших галузей промисловості. Теплоенергетичні установки характеризуються безперервністю процесів. При цьому виробництво теплової та електричної енергії в будь-який момент часу повинно відповідати рівню споживання (навантаженню) . Майже всі операції на теплоенергетичних установках механізовані, а перехідні процеси в них розвиваються порівняно швидко. Цим пояснюється необхідність високого рівня розвитоку автоматизації в теплоенергетиці.

Автоматизація параметрів дає значні переваги:

1 ) забезпечує зменшення чисельності робочого персоналу, тобто підвищення продуктивності його праці ,

2 ) призводить до зміни характеру праці обслуговуючого персоналу,

3 ) підвищує безпеку праці і надійність роботи обладнання,

4 ) збільшує економічність роботи устаткування.

Автоматизація бойлерних установок включає в себе автоматичне регулювання, дистанційне керування і теплотехнічний контроль.

Дистанційне керування дозволяє черговому персоналу пускати і зупиняти турбогенератор, а також, перемикати режими і регулювати навантаження на відстані, з пульта , де зосереджені пристрої керування.

Теплотехнічний контроль за роботою котельні здійснюється за допомогою автоматичних показуючих і самописних приладів. Прилади безперервно контролюють процеси, що протікають в установці, або ж періодично підключаються до об'єкта вимірювання обслуговуючим персоналом чи інформаційно-обчислювальною машиною. Прилади теплотехнічного контролю розміщують на панелях, щитах управління, в місцях зручних для спостереження й обслуговування.

Технологічні блокування виконують у заданій послідовності ряд операцій при пусках і зупинках механізмів турбогенератора, та при спрацьовуваннях технологічного захисту. Блокування виключають неправильні операції при обслуговуванні турбіни, забезпечують відключення в необхідній послідовності устаткування при виникненні аварії.

Пристрої технологічної сигналізації інформують черговий персонал про стан устаткування (у роботі, зупинено і т.п.) , попереджають про наближення параметра до небезпечного значенням, повідомляють про виникнення аварійного стану обладнання. Використосовується звукова і світлова сигналізація.

Експлуатація обладнання котельні повинна забезпечувати надійну і ефективну роботу та безпечні умови праці персоналу. Для виконання цих вимог експлуатація повинна вестися в точній відповідності із законами, правилами, нормами і керівними вказівками, зокрема, відповідно до "Правил будови і безпечної експлуатації посудин, що працюють під тиском" Держгіртехнагляду, " Правилами технічної експлуатації електричних станцій і мереж", " Правилами технічної експлуатації тепловикористовуючих установок і теплових мереж" тощо.

На основі зазначених матеріалів для котельні повинні бути складені посадові та технологічні інструкції з обслуговування обладнання, ремонту, техніки безпеки, попередження та ліквідації аварій і т.п. Повинні бути складені технічні паспорти на обладнання, виконавчі, оперативні та технологічні схеми трубопроводів різного призначення. Знання обслуговуючого персоналу повинні систематично перевірятися.

Експлуатація котельні проводиться за виробничим завданням, планами і графіками вироблення теплоенергії, витрати електроенергії на власні потреби, обов'язково ведеться оперативний журнал, в який заносяться розпорядження керівника і записи чергового персоналу про роботу устаткування, а також ремонтну книгу, в яку записують відомості про номічені дефекти та заходи щодо їх усунення.

Повинні вестися первинна звітність, що складається з добових відомостей про роботу агрегатів і записів реєструючих приладів, та вторинна звітність , що включає узагальнені дані по установці за певний період. Кожній установці присвоюється свій номер, всі комунікації фарбуються в певний умовний колір, встановлений стандартами. Встановлення котлів в приміщенні повинно відповідати правилам Держгірпромнагляду, вимогам техніки безпеки, санітарно -технічним нормам, вимогам пожежної безпеки.

3.1 Особливості системи управління ГТУ

Для забезпечення нормальної експлуатації газотурбінної установки у всіх існуючих (номінальному, змінних і перехідних) режимах створена система управління, регулювання та захисту.

У сучасних великих ГТУ використовуються автоматизовані системи управління (АСУ), які виконують такі функції :

1 ) Автоматичне і дистанційне керування пуском, навантаженням, розвантаженням і зупинкою ГТУ;

2 ) Регулювання (підтримка на заданому рівні або в заданих межах) наступних параметрів:

-частоти обертання турбоагрегату із заданим ступенем нерівномірності;

- температури газу за турбіною і перед нею;

- активного навантаження електричного генератора;

- режиму роботи компресора (недопущення помпажу);

3 ) Захист ГТУ: відключення і зупинку при аварійних ситуаціях, з яких найбільш серйозними є:

- недопустиме підвищення температур перед газовою турбіною чи за нею;

- недопустиме підвищення частоти обертання ротора;

- недопустиме спадання тиску масла для змащення підшипників;

- недопустиме осьове зміщення ротора;

- згасання факелу в камері згоряння;

- наближення до межі помпажу компресора;

- недопустиме підвищення віброшвидкості шийок ротора та/або корпусів підшипників.

АСУ сучасної енергетичної ГТУ виконується, як правило, електрогідравлічною, в неї входить електрична частина (ЕЧСР) на мікропроцесорній базі і гідравлічна частина (ГЧСР) .

Як видно, функціональні завдання та структура АСУ ГТУ в чомусь аналогічні до завдань і структури АСУ парових турбін.

Наявні відмінності пов'язані з особливостями ГТУ як об'єкта регулювання. Перерахуємо головні з цих особливостей:

1) В порівнянні з паровими турбінами, в ГТУ для керування машиною потрібні менші розміри стопорних і регулюючих клапанів, менші розміри і зусилля сервомоторів, і завдяки цьому простіше забезпечувати більшу їх швидкодію .

2) Регулювання режиму ГТУ проводиться дією на регулюючі паливні клапани , що подають паливо безпосередньо в камеру згоряння. Це обумовлює значно меншу, ніж в котлі ПТУ, інерційність процесу підведення теплоти до робочого тіла в камері згоранні ГТУ. У ГТУ можлива швидка зміна температури газу перед турбіною, і тому важливим є регулювання температури газу як перед турбіною, так і за нею.

3) ГТУ вельми чутлива до зміни атмосферних умов, особливо до зміни температури повітря на вході в компресор.

Система регулювання потужності повинна забезпечувати необхідні режими роботи ГТУ для будь-яких реально можливих параметрів зовнішнього повітря з достатньою надійністю.

4) Для ГТУ є небезпека виникнення помпажу компресора. Для надійної роботи ГТУ необхідно, щоб на всіх можливих режимах помпаж компресора був безумовно виключений з деяким певним запасом по відношенню до границі помпажу.

5) Для пуску ГТУ необхідна попередня розкрутка ротора за допомогою пускового пристрою.

АСУ сучасних ГТУ включають складові частини , що забезпечують функціонування установки із врахуванням названих її особливостей.

3.2 Гідравлічна частина системи регулювання

Переміщення регулюючих клапанів турбіни здійснюється відповідно до суми впливів, більшість яких формується в ЕЧСР. У гідравлічній частині системи регулювання (ГЧСР), при номінальній частоті обертання ротора турбіни, тиск масла в імпульсній і зливній лініях однаковий. При підвищенні частоти обертання ротора турбіни збільшиться частота обертання регулятора швидкості. Тиск масла в імпульсної лінії зросте, що призведе до збільшення тиску масла в трансформаторі тиску, золотник якого підніметься в крайнє верхнє положення Вікна в буксі трансформатора тиску будуть закриті, а отже, не станеться вирівнювання тиску між імпульсною і зливною лінією. Оскільки тиск масла в імпульсній лінії зріс, в роботу включиться відсічний золотник, який при збільшенні тиску підніметься в крайнє верхнє положення, що призведе до закриття зливних вікон золотника, відкриття зливного вікна верхньої камери сервомотора, при одночасному відкритті зливного вікна в буксі відсічного золотника і зливу силового масла в нижню камеру сервомотора .

Циліндричний золотник (поршень) сервомотора почне переміщуватись в верхнє положення, що призведе до часткового закриття регулюючих клапанів , тобто зменшенню подачі газу в камеру згоряння.

4. Охорона навколишнього середовища

Експлуатація теплових електростанцій пов'язана з використанням великої кількості енергетичного палива і великої кількості води.

Шкідливим впливом на навколишнє середовище при роботі теплових електростанцій є викиди з димовими газами, із стічними водами і теплове забруднення атмосфери. Основними шкідливими речовинами, які містяться в димових газах є оксиди сірки, оксиди азоту, оксиди вуглецю, пентаксид ванадію, вугільна зола і іонні речовини. Шкідливими викиданнями з стічними водами є нафтопродукти, різні органічні і неорганічні кислоти, луги, нітрати, солі, заліза, міді, трилон Б, інгібітори, з'єднання фтору, миш'яку, ртуті,ванадію і нікелю, солі кальцію, магнію, натрію, алюмінію, а також вогнестійкі рідини іввіоль або ОМТУ.

Високий вміст в атмосферному повітрі різних забруднювачів негативно впливає на весь комплекс живої природи - погіршується здоров'я людей і тварин, знижується урожайність сільськогосподарських культур і продуктивність тварин, погіршується репродуктивність лісових масивів, відбуваються корозійні процеси будівельних конструкцій, прискорюється зношування споруд і устаткування.

Державним законодавством встановлені граничнодопустимі концентрації речовин, які забруднюють повітря і водойми. Гранично-допустимі концентрації (ГДК) - це максимальна кількість шкідливої речовини в одиниці об'єму або маси повітря, яке при щоденному впливі на протязі необмеженого часу не викидає будь-яких хворобливих змін в організмі людини і несприятливих спадкових змін потомства. Значення ГДК для деяких речовин приведено в таблиці.

Встановлені санітарним законодавством і граничнодопустимі концентрації шкідливих речовин у водоймах санітарно-побутового водокористування і для рибогосподарських водойм.

Шляхами зниження викидів токсичних речовин з димовими газами є використання ефективних золовловлювальних пристроїв, очищення димових газів від сірчистих речовин, переробка сірчистих палив перед їх спалюванням, використання методів очищення димових газів від оксидів азоту а також розсіювання в атмосфері викидів електростанцій.

Таблиця

Речовина	ГДК, мг/мі
Діоксид азоту NO2 Оксид азоту NO Діоксид сірки SO2 Пентаксид ванадію V2O5 Сажа Оксид вуглецю СО Аміак NH3 Сірководень H2S Вугільна зола	0,085 0,6 0,5 - 0,15 5 0,2 0,08 0,05

Методи очищення від сірки димових газів поділяються на циклічні-замкнуті і нециклічні-розімкнуті, а також на сухі і мокрі.

Мокрий вапняний або вапняковий метод полягає в нейтралізації сірчаної кислоти гідратом кальцію з утворенням сульфіту кальцію, який може бути перероблений в гіпс.

Магнезитовий метод полягає в зв'язку діоксиду сірки суспензією оксиду магнію, в наслідок чого утворюється сульфіт магнію,який в процесі випалювання розкладається на вихідні продукти. Оксид магнію повертається в цикл, а діоксид сірки переробляється в кислоту, або елементарну сірку.

Аміачно-циклічний метод полягає в взаємодії діоксиду сірки з сульфітом і бісульфітом амонію, що дозволяє одержати зріджений 100% сірчистий ангідрид і сульфат амонію, які використовуються в народному господарстві.Озонний метод дозволяє одночасно очищувати димові гази від оксидів сірки і азоту. Метод полягає в окислюванні озоном нижчих оксидів з подальшим зв'язуванням аміаком.

Найбільш простим і найменш енергоємним є сухий вапняковий спосіб,при якому вапняк або доломіт добавляється до палива. При згоранні палива оксиди сірки зв'язуються вуглекислим кальцієм, внаслідок чого утворюється сульфат і сульфіт кальцію, які вловлюються в золовловлювачі.

Методами зниження викидань оксидів азоту є:

- зниження температурного рівня в топці;

- рециркуляція димових газів;

- вприскування вологи або пари в топку;

- ступенева подача палива;

- зниження надлишку повітря в топці;

- попереднє підігрівання палива.

Методи хімічного очищення газів від NO2 поділяються на: окислювальні при яких азот окисляється з наступним поглинанням різними поглиначами; відновлювальні, при яких NO відновлюється до азоту і кисню з використанням каталізаторів; сорбційні, які базуються на поглинанні оксидів азоту різними сорбентами (цеолітами, торфом, коксом, водними розчинами лугів і т. п.).

Важливе значення для виявлення складу і концентрації шкідливих речовин у вихідних газах має засвоєння і використання засобів для їх контролю в продуктах згорання і навколишньому середовищі.

Для вимірювання масової концентрації оксиду азоту використовується газоаналізатор 344 ХЛ-04, діапазон вимірювань 0ч0,3; 0ч1; 0ч2г/мі, вихідний сигнал 0-5мА.

Для вимірювання об'ємної концентрації оксиду вуглецю використовується газоаналізатор ГИАМ-14, який працює на оптико-акустичному методі. Прилад використовується також для вимірювання СО2 і СН4.

Для вимірювання масової концентрації CO, NO, NO2, SO2, NH3 використовується газоаналізатор 305-ФА-01, який працює на фото-абсорбційному методі аналізу з використанням інфрачервоних вузько-полюсних інфрачервоних світофільтрів.

Перспективним методом аналізу димових газів і атмосферного повітря є газова хроматографія.

Для визначення концентрації пилу в газових викиданнях використовується автоматичний оптичний пиломір ”АИД-ИО-Энергия”, який призначений для безперервного контролю ефективності роботи золовловлювачів.

В багатьох промислових районах використовуються автоматизовані системи контролю забруднення атмосфери, які являють собою мережу контрольно-вимірювальних станцій, що оснащені датчиками і електронною апаратурою які об'єднані в інформаційний центр.