Материал: Оценка эффективности работы на частичных нагрузках турбоустановки Т-180/210-130 энергоблока со скользящим давлением

у₅ = 1 –  ,          (2.32)

у₅ = 1 – = 0,38

Подгреватель ПНД 2

у₆ = 1 – ,                     (2.33)

у₆ = 1 – = 0,302

Подгреватель ПНД 1

у₇ = 1 – ,                     (2.34)

у₇ = 1 – = 0,27

Паровой баланс турбины представим в таблице 2.3

Таблица 2.3 – Расходы пара

Расход пара,   кг/с	Доля отбора ai	Формула	Величина
1	2	3	4
d1	0,053	d1= D0×a1	6,308
d2	0,072	d2= D0×a2	8,62
d3	0,036	d3= D0×a3	4,245
dд	0,054	dд = D0×aд	6,442
d5	0,022	d5= D0×a5	2,625
d6	0,0046	d6= D0×a6	0,554
d7	0,0045	d7= D0×a7	0,539
dпс	0,000847	dпс = D0×aпс	0,101
dэж	0,000402	dэж = D0×aэж	0,048
dк	0,023	dк = D0×aк	2,868
dсп1	0,366	dсп1= D0×aсп1	43,617
dсп2	0,363	dсп2= D0×aсп2	43,333

,                         (2.35)

где D_пп - количество пара идущего на промежуточный перегрев, кг/с

D_пп = 119,3 – 6,308 – 8,62 = 104,372 кг/с.

Энергетический баланс турбины определим через внутреннюю мощность каждого отсека:

Отсек 0’ – 1

,                                     (2.36)

N₁ = 119 × (3434 – 3095) = 40440 кВт.

Отсек 1 – 2

,        (2.37)

        

N₂ = (119 – 6,308) × (3095 – 3001) = 10620 кВт.

Отсек 2’ – 3

,                  (2.38)

N₃ = (119 – 6,308 – 8,62) × (3549 – 3384) = 17220 кВт.

Отсек 3 – Д

,            (2.39)

N₄ = (119 – 6,308 – 8,62 – 4,245)× (3384 – 3210) = 17420 кВт.

Отсек Д – 5

,     (2.40)

N₅ = (119 – 6,308 – 8,62 – 4,245 – 6,442 – 0,101 – 0,048)×(3210 – 3000)=19640кВт.

Отсек 5 – 6

,       (2.41)

N₆ = (119–6,308–8,62–4,245–6,442–0,101–0,048–2,625)×(3000-2875)=11360 кВт.

Отсек 6 – 7

,(2.42)

N₇ = (119–6,3–8,62–4,2–6,4–0,1–0,048–2,6–0,55–43,3)×(2875 – 2824) = 2398 кВт.

Отсек 7 – К

,

                                                                                                                 (2.43)

N₈=(119–6,3–8,62–4,2–6,4–0,1–0,04–2,6–0,55–43,3–0,54–43,6)×(2824–2396)=1228 кВт.

Таблица 2.4 – Внутренняя мощность по отсекам

Номер отсека	Ni, кВт
1	2
0’ – 1	40440
1 – 2	10620
2’ – 3	17220
3 – Д	17420
Д – 5	19640
5 – 6	11360
6 – 7	2398
7 – К	1228

Внутренняя мощность турбины:

,               (2.44)

N = 40440 – 10620 – 17220 – 17420 – 19640 – 11360 – 2398 – 1228 = 120300 кВт.

Электрическая мощность турбины:

N’_э = N×h_эм                             (2.45)

N’_э = 120300 × 0,98 = 117900 кВт.

Заданная электрическая мощность турбоагрегата  N_э = 120000 кВт.

Погрешность:

,                            (2.46)

δ =  = 1,75%

Экономические показатели турбоустановки и энергоблока ТЭЦ

Полный расход тепла на турбоустановку:

,                (2.47)

Q_ту = 119,3 × (3434 – 982) + 104,37 × (3549 – 3001) = 349700 кВт.

КПД трубопровода составляет h_тп = 0,99

Расход тепла на теплофикационный отбор:

,                            (2.48)

Q_то = = 210700 кВт.

Расход тепла на производство электроэнергии:

 ,                    (2.49)

Q_э = 349700 – 210700 = 139000 кВт.

КПД ТУ по производству электроэнергии

,                              (2.50)

h_э = = 0,337

КПД трубопровода и котла составляют h_тр = 0,99, и h_ку = 0,94.

КПД  энергоблока ТЭЦ по выработке электрической энергии:

  ,                 (2.51)

h_с = 0,337 × 0,99 · 0,94 = 0,314

КПД теплофикационной установки:

,                  (2.52)

h_т =   = 0,596

КПД энергоблока ТЭЦ по производству и отпуску тепловой энергии:

,                         (2.53)

h_Тс = 0,596 × 0,99 × 0,94 · 100 = 0,555

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии:

  ,                                     (2.54)

b_уэ =  = 391,946    г/кВт×ч

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:

,                          (2.55)

b_ут =  = 221,594 г/кВт×ч

Полный КПД энергоблока:

,               (2.56)

h_тэц = = 0,869

Полный удельный расход условного топлива энергоблока:

,                          (2.57)

b_тэц =  = 141,56 г/кВт×ч

Оценка необходимого кавитационного запаса. Скорость вращения питательного насосаn = 2985 об/мин. Подача, Q = 0,22 м³/с. Критический кавитационный коэффициент Руднева С_кр = 1600. Коэффициент запасаА = 1,2.

Критический кавитационный запас:

,              (2.58)

Δh_кр = = 5,9 м

Сопротивление всасывающего трубопровода h_тп = 1,9 м.

Допустимый кавитационный запас:

Δh_доп = - (Аּ Δh_кр + h_тп),                  (2.59)

Рекомендуемый геометрический подпор для насоса ПЭ-580-185-200 H = 12 м. Для рабочих условий всасывания подпор должен бытьH ≥ Δh_доп + h_тп

Тогда 12 м  ≥ 7,8 м

Т. е. условие безкавитационной работы насоса на минимальном режиме обеспечивается. Величина подпора на этом режиме Δh_доп + h_тп = 7,8 м  не ниже допустимого кавитационного запаса, по рабочей характеристике ПЭ 580-185-200.

2.2. Расчет режимов работы энергоблока на частичных нагрузках при работе на постоянном давлении в деаэраторе

Все расчеты проведем по уже рассмотренным в пункте 2.1 формулам. Принимаем мощность тепловых потребителей и расход пара аналогично уже имеющимся значениям.

Доля регенеративного отбора пара в подогреватель ПВД 7:

a₁ = = 0,053.

Доля регенеративного отбора пара в подогреватель ПВД 6:

a₂ =  = 0,072.

Доля регенеративного отбора пара в подогреватель ПВД 5

a₃ =  = 0,00823.

Доля конденсата входящего в деаэратор

a_в3 = 1,03 –  0,00823 – 0,072 – 0,053 = 0,897.

Принимаем долю отбора пара выпара из деаэратораα_вып = 0,01               

Энтальпию выпара находим по параметрам насыщения в деаэратореi_вып = 2760 кДж/кг

Тепловой баланс  деаэратора

Решая это уравнение с помощью пакета Mathcad находим долю отбора пара на деаэратор питательной воды α_д = 0,077

Решая систему с пятью неизвестными, получим;

a₅ = 0,022;

a₆ = 0,00477;

a₇ = 0,00256;

i_см1 = 412 кДж/кг;

i_см2 = 375 кДж/кг

Доля пара на ПС

a_пс==0,000907.

Доля пара на охладитель эжектора

a_эж== 0,000402.

Доля расхода конденсата турбины

a_к = 1 – 0,053 – 0,072 – 0,00823 – 0,077 – 0,022 – 0,00477 – 0,0025 – 0,366 – 0,363 –0,000907 – 0,000402 = 0,03

Тепло полученное от промежуточного перегрева:

q_пп = 3549 – 2999 = 550 кДж/кг.

 Тепло в действительном процессе:

H_k = 3434 – 2396 + 550 = 1588 кДж/кг.

Коэффициенты недовыработки мощности паром отбора

Подгреватель ПВД 7

у₁ = 1 – = 0,787

Подгреватель ПВД 6

у₂ = 1 – = 0,727

Подгреватель ПВД 5

у₃ = 1 – = 0,622

Деаэратор питательной воды

у_д = 1 – = 0,623

Подгреватель ПНД 3

у₅ = 1 – = 0,38

Подгреватель ПНД 2

у₆ = 1 – = 0,302

Подгреватель ПНД 1

у₇ = 1 – = 0,27

Расход пара представим в таблице 2.5.

Таблица 2.5 – Расходы пара

Расход пара,   кг/с	Доля отбора ai	Формула	Величина
1	2	4
d1	0,053	d1= D0×a1	6,308
d2	0,072	d2= D0×a2	8,62
d3	0,00823	d3= D0×a3	0,982
dд	0,077	dд = D0×aд	9,186
d5	0,022	d5= D0×a5	2,625
d6	0,00477	d6= D0×a6	0,569
d7	0,00256	d7= D0×a7	0,305
dпс	0,000907	dпс = D0×aпс	0,108
dэж	0,000402	dэж = D0×aэж	0,048
dк	0,03	dк = D0×aк	3,599
dсп1	0,366	dсп1= D0×aсп1	43,333
dсп2	0,363	dсп2= D0×aсп2	43,617

Количество пара идущего на промежуточный перегрев:

D_пп = 119,3 – 6,308 – 8,62 = 104,372 кг/с.

Внутренняя мощность каждого отсека, кВт

Отсек 0’ – 1

N₁ = 119 × (3434 – 3095) = 40440 кВт.

Отсек 1 – 2

N₂ = (119 – 6,308) × (3095 – 3001) = 10620 кВт.

Отсек 2’ – 3    

N₃ = (119 – 6,308 – 8,62) × (3549 – 3384) = 17220 кВт.

Отсек Д – 5 

N₅=(119 – 6,308 – 8,62 – 4,245 – 6,442 – 0,101 – 0,048)×(3384 – 3000)=36110 кВт.

Отсек 5 – 6 

N₆=(119–6,308–8,62–4,245–6,442–0,101–0,048–2,625)×(3000-2875) = 11430 кВт.

Отсек 6 – 7

N₇ = (119–6,3–8,62–4,2–6,4–0,1–0,048–2,6–0,55–43,3)×(2875 – 2824) = 2424 кВт.

Отсек 7 – К 

N₈=(119–6,3–8,62–4,2–6,4–0,1–0,04–2,6–0,55–43,3–0,54–43,6)×(2824–2396)=1540 кВт.

Таблица 2.6 – Внутренняя мощность по отсекам

Номер отсека	Ni, кВт
1	2
0’ – 1	40440
1 – 2	10620
2’ – 3	17220
Д – 5	36110
5 – 6	11430
6 – 7	2424
7 – К	1540

Внутренняя мощность турбины

N = 40440 – 10620 – 17220 – 36110 – 11430 – 2424 – 1540 = 119800 кВт.

Электрическая мощность турбины

N’_э = 119800 × 0,98 = 117700 кВт.

Заданная электрическая мощность турбоагрегатаN_э = 120000 кВт.

Погрешность

δ =  = 2,2%

Полный расход тепла на турбоустановку:

Q_ту = 119,3 × (3434 – 982) + 104,37 × (3549 – 3001) = 349700 кВт.

КПД трубопроводаh_тп = 0,99

Расход тепла на теплофикационный отбор:

Q_то = = 210700 кВт.

Расход тепла на производство электроэнергии:

Q_э = 349700 – 210700 = 139000 кВт.

КПД ТУ по производству электроэнергии h_э

h_э = = 0,336

КПД трубопровода и котлаh_тр = 0,99 , h_ку = 0,94.

КПД  энергоблока ТЭЦ по выработке электрической энергии h_с

h_с = 0,337 × 0,99 · 0,94 = 0,312

КПД теплофикационной установки h_т

h_т =   = 0,596

КПД энергоблока ТЭЦ по производству и отпуску тепловой энергии h_т

h_т = 0,596 × 0,99 × 0,94  = 0,555

Удельный расход условного топлива на производство электроэнергии

b_уэ =  = 393,739 г/кВт×ч

Удельный расход условного топлива на производство и отпуск тепловой энергии:

b_ут =  = 221,549 г/кВт×ч

Полный КПД энергоблока ТЭЦ

h_тэц = = 0,867

Полный удельный расход условного топлива энергоблока ТЭЦ

b_тэц =  = 141,794 г/кВт×ч

2.3. Проработка технического предложения по установке питательного насоса «дополнительного резерва»

Насосные установки страны ежегодно расходуют около 300 млрд. кВт-ч электроэнергии, т.е. примерно 20% всей электроэнергии, выраба­тываемой энергосистемами страны. Высокое энергопотребление этих объектов придает важное народнохозяйственное значение проблеме экономии электроэнергии в насосных установках. К сожалению, боль­шинство насосных установок работает не самым экономичным образом. Так, например, в результате применения неэкономичных способов ре­гулирования режимов работы насосов в системах водоснабжения и водоотведения теряется 5—15% потребляемой электроэнергии, а в неко­торых из них потери достигают 20 — 25 %.

Широкое распространение в этих системах экономичных способов регулирования, основанных на изменении частоты вращения рабочих колес насосов, позволит уменьшить потребление электроэнергии на 14-15 млрд. кВт-ч, т.е. сэкономить примерно 1% электроэнергии, вы­рабатываемой энергосистемами страны. Для сравнения укажем, что ежегодный прирост выработки электроэнергии в стране не превышает 3,5-4%.

Применение современных способов регулирования насосов позволяет также увеличить единичную мощность насосных агрегатов и тем самым уменьшить их общее число на насосных станциях. Благодаря этому при определенных условиях могут быть существенно снижены строитель­ные объемы насосных станций. Кроме того, применение способов регу­лирования за счет стабилизации давления уменьшает утечки и соответ­ственно сокращает расход воды в системах водоснабжения на 3-5%.

Существуют и другие способы экономии электроэнергии в насосных установках. Например, придание кромке рабочих колес оптимального профиля и шлифовка лопастей рабочего колеса насоса позволяют сни­зить энергопотребление на 2-3 %.

Насос или группа насосов подбираются обычно по максимальной величине требуемой подачи. Однако в условиях эксплуатации часто оказывается необходимым иметь возможность подавать в напорную линию и меньший расход, т. е. изменять, регулировать подачу насоса в довольно широких пределах. Применяется несколько способов регулирования подачи.

1. Регулирование задвижкой, или способ дросселирования, является одним из наиболее широко используемых способов регулирования подачи насосов. Состоит он в том, что, уменьшая открытие задвижки, установленной на напорной линии, создают дополнительное сопротивление и за счет этого изменяют характеристику сети.

2. Регулирование подачи перепуском  (байпасирование) может осуществляться с помощью задвижки. Эта задвижка не изменяет характеристику сети, а как бы воздействует на характеристику насоса, если ее относить к сечению за отводной трубкой.

3. Регулирование  подачи путем изменения скорости вращения насоса. Уменьшая скорость вращения получим сниженные характеристики, при которых подача будет уменьшаться. В случае привода от асинхронного электродвигателя имеется возможность изменять скорость вращения гидромуфтой. Тогда между валом насоса и электродвигателя должна устанавливаться гидромуфта, позволяющая за счет скольжения уменьшать скорость вращения насоса при постоянной скорости двигателя.

4. Регулирование подачи изменением угла лопастей рабочего колеса может осуществляться только в осевых и диагональных поворотнолопастных насосах, имеющих механизм, обеспечивающий возможность менять угол лопастей на ходу.

5. Регулирование подачи путем изменения числа работающих насосов. При параллельном соединении нескольких насосов подаваемый расход можно регулировать изменением числа работающих насосов. Такой способ регулирования удобен, но он дает только скачкообразное изменение подаваемого расхода.

На четырнадцатом энергоблоке Сургутской ГРЭС-2 подача питательной воды в парогенератор осуществляется двумя питательными насосами ПЭ-580-185-3. На номинальном и конденсационном режимах производительность насосной установки существенно больше требуемого расхода питательной воды, что ведет к перерасходу электроэнергии и снижению показателей энергоблока. Для повышения эффективности работы насосной установки можно установить питательный насос «дополнительного резерва» меньшей производительности, например, ПЭ-250-180, который на режимах близким к номинальному, будет работать вместо одного ПЭ-580-185-3. Для более экономичной работы энергоблока, регулирование питательного насоса ПЭ-250-180, будет осуществляться путем изменения частоты вращения вала насоса гидромуфтой. 

2.3.1. Определение потребляемой мощности питательного насоса при различных способах регулирования подачи

Определение потребляемой мощности питательной насосной установки при регулировании подачи способом дросселирования в питательном клапане производится в таблице 2.7.

Таблица 2.7 – Определение напорной характеристики насоса

Производительности насоса на частичных режимах принимаем равными расходам пара на турбину, м3/ч	По напорной характеристике насоса определяем соответствующие напоры насоса, м
Q1 = 713 Q2 = 605,6 Q3 = 508,3 Q4 = 472,6 Q5 = 434,4 Q6 = 433,8	H1 = 1820 H2 = 2010 H3 = 2130 H4 = 2180 H5 = 2200 H6 = 2220

Определяем потерю давления в клапане Δp_i в таблице 2.8.

Таблица 2.8 – Потеря давления в клапане

Потеря давления в клапане Δpi,   кПа	Коэффициент Аi	Формула	Величина
Δp1	0,1	Δp1= А1×(р0 - рк)	2056
Δp2	0,3	Δp2= А2×(р0 - рк)	6169
Δp3	0,5	Δp3= А3×(р0 - рк)	10280
Δp4	0,55	Δp4 = А4×(р0 - рк)	11310
Δp5	0,58	Δp5= А5×(р0 - рк)	11930
Δp6	0,63	Δp6= А6×(р0 - рк)	12950

где р₀ = 2090 кПа – давление нагнетания при перекрытом трубопроводе,

      р_к = 338 кПа – невилирный напор обусловленный разностью уровнейнавходе и самой высокой точки трубопровода на выходе.

Определяем потерю напора в клапане Δh_iв таблице 2.9.

Таблица 2.9– Потеря напора в клапане

Потеря напора в клапане Δhi,   м	Потеря давления в клапане Δpi,   кПа	Формула	Величина
Δh1	2056	Δh1= Δp1 / ρ×g	231
Δh2	6169	Δh2= Δp2 / ρ×g	694
Δh3	10280	Δh3= Δp3 / ρ×g	1157
Δh4	11310	Δh4 = Δp4 / ρ×g	1273
Δh5	11930	Δh5= Δp5 / ρ×g	1342
Δh6	12950	Δh6= Δp6 / ρ×g	1458

Находим КПД насосной установки на соответствующем режиме в таблице 2.10.

Таблица 2.10 – КПД насосной установки

КПД насосной установки ηнуi	Потеря напора в клапане Δhi,   м	Напорная характеристика Нi, м	Формула	Величина
ηну1	231	1820	ηну1= ηн×(Н1-Δh1)/Н1	0,685
ηну2	694	2010	ηну2= ηн×(Н2-Δh2)/Н2	0,514
ηну3	1157	2130	ηну3= ηн×(Н3-Δh3)/Н3	0,359
ηну4	1273	2180	ηну4= ηн×(Н4-Δh4)/Н4	0,327
ηну5	1342	2200	ηну5= ηн×(Н5-Δh5)/Н5	0,306
ηну6	1458	2220	ηну6= ηн×(Н6-Δh6)/Н6	0,269

где η_н = 0,785 – КПД насоса

Вычисляем потребляемую мощность насосной установки N_iв таблице 2.11.

Таблица 2.11 – Потребляемая мощность насосной установки

Потребляемая мощность Ni,   кВт	Формула	Величина
N1		4506
N2		3502
N3		2798
N4		2421
N5		1956
N6		1525

Определение потребляемой мощности питательной насосной установки при регулировании подачи способом изменения частоты вращения.Определяем мощность насоса при регулировании подачи гидромуфтой в таблице 2.12.

Таблица 2.12 – Потребляемая мощность насоса

Потребляемая мощность Ni,   кВт	Отношение расходов Qi/Q0	Формула	Величина
N1	1		4090
N2	0,849		2821
N3	0,713		2012
N4	0,663		1577
N5	0,609		1417
N6	0,608		1413

Определяем КПД насосной установки в таблице 2.13.

Таблица 2.13 – КПД насосной установки

КПД насосной установки ηнуi	Отношение оборотов ni/n0	Формула	Величина
ηну1	1		0,685
ηну2	0,849		0,514
ηну3	0,713		0,359
ηну4	0,663		0,327
ηну5	0,609		0,306
ηну6	0,608		0,269

где S₀ = 2 – 4 % - коэффициент скольжения гидромуфты

График изменения потребляемой мощности ПЭН при различных способах регулирования подачи питательной воды представлен в приложении Г.

Как видно из графика при регулировании подачи питательной воды способом изменения частоты вращения вала насоса потребляема мощность меньше потребляемой мощности, при регулировании подачи способом дросселирования, на 12,5 – 33 %, в зависимости от расхода питательной воды.

2.3.2 Выбор дополнительного питательного насоса и описание изменений в схеме деаэрационно-питательной установки

С учетом расходов питательной воды в парогенератор, при работе энергоблока на номинальном и конденсационном режимах наиболее подходящим, в качестве дополнительного питательного насоса, является ПЭ-250-180-2 (таблица 2.14).

Таблица 2.14 - Технические показатели насосного агрегата ПЭ-250-180-2

Показатель	Значение
1	2
подача, м3/ч	250
давление на входе в насос, МПа	0,78
максимальный напор, МПа	17,6
подпор сверх упругих паров жидкости, м	12
рабочая температура, 0С	160
мощность, кВт	1640
КПД, %	75
скорость вращения, об/мин
число ступеней, шт.	13

Тип насоса: центробежный, однокорпусной, секционный.

Исполнение: горизонтальный с приводом от электродвигателя.

Подшипники – скольжения.

Система смазки – принудительная.

В схеме питательной насосной установки второго энергоблока насос ПЭ-250-180 включен параллельно к двум основным питательным насосам ПЭ-580-185 (Приложение Д).

Для более экономичной работы энергоблока в состав насоса ПЭ-250-180  может входить гидромуфта ГМ 580-2 для регулирования скорости вращения насоса. Гидромуфта с регулировочным золотником обеспечивает глубину регулирования до 50 %. Мощность гидромуфты 2000 кВт, скорость вращения ведущего вала 2980 об/мин.

Оценка необходимого напора в нагнетательном патрубке насоса, необходимого при подачи питательной воды в парогенератора ТПГЕ-215

Избыточное номинальное давление в барабане, P_б = 16 МПа. Запас давления на открытие предохранительных клапанов, ΔP_б = 0,64 МПа. Столб воды от уровня оси насоса до уровня воды в барабане, Н_н = 50 м.

Давление столба воды от оси насоса до уровня воды в барабане:

Р_ст = Н_н·g·ρ·10^-6 ,                             (2.60)

Р_ст = 50·9,8·905·10^-6 = 0,4 МПа.

Давление в нагнетательном патрубке насоса:

Р_н = P_б + ΔP_б + Р_ст ,                         (2.61)

Р_н = 16 + 0,64 + 0,4 = 17,04 МПа.

Давление в деаэраторе, Р_д = 0,6 МПа.

Давление столба воды от уровня ее в деаэраторе до оси насоса:

Р_ст.в = Н_вс·g·ρ·10^-6 ,                 (2.62)

Р_ст.в = 12·9,8·905·10^-6 = 0,106 МПа.

Сопротивление всасывающего трубопровода, ΔP_с.в = 0,01 МПа.

Давление во всасывающем патрубке насоса:

Р_в = Р_д + Р_ст.в – ΔP_с.в ,            (2.63)

Р_в = 0,6 + 0,106 – 0,01 = 0,696 МПа.

Полное давление питательного насоса:

Р_пн = Р_н – Р_в ,                (2.64)

Р_пн = 17,04 – 0,696 = 16,3 МПа.

Таким образом, питательный насос ПЭ-250-180 обеспечивает необходимое давление для подачи воды в парогенератор ТПГЕ-215. Схема питательной насосной установки четырнадцатого энергоблока с ПН дополнительного резерва приведена в приложении Д.

2.3.3. Оценка показателей отпускаемой электроэнергии на частичных нагрузках при применении  дополнительного питательного насоса с различными вариантами регулирования режимов работы

1. Работа энергоблока с двумя ПЭ-580-185

Расход электроэнергии на конденсационные насосыN_кн = 558 кВт.

Расход электроэнергии на сетевые насосыN_сн = 1035 кВт.

Расход электроэнергии на сливной насос N_сл = 52 кВт.

Расход электроэнергии на питательные насосы N_пн = 7410 кВт.

КПТ энергоблока по выработке электроэнергии нетто определим по формуле:

,             (2.65)

h_э = = 0,312

Удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию энергоблока (нетто):

,                             (2.66)

b_э =  = 394,23 г/кВт×ч

Расход условного топлива на отпуск электроэнергии энергоблока

,                    (2.67)

                   В = 0,395·178300 = 70340 кг/ч

2. Работа энергоблока сПЭ-250-180 и регулированием подачи питательной воды способом дросселирования

Расход электроэнергии на конденсационные насосыN_кн = 558 кВт.

Расход электроэнергии на сетевые насосы N_сн = 1035 кВт.

Расход электроэнергии на сливной насосN_сл = 52 кВт.

Расход электроэнергии на питательные насосы N_пн = 5345 кВт.

КПТ энергоблока по выработке электроэнергии нетто:

h_э = = 0,316

Удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию энергоблока (нетто):

b_э =  = 389,24 г/кВт×ч

Расход условного топлива на отпуск электроэнергии энергоблока:

В = 0,39·178300 = 69490 кг/ч

3. Работа энергоблока сПЭ-250-180 и регулированием подачи питательной воды способом изменения частоты вращения вала насоса гидромуфтой

Расход электроэнергии на конденсационные насосы N_кн = 558 кВт.

Расход электроэнергии на сетевые насосы N_сн = 1035 кВт.

Расход электроэнергии на сливной насосN_сл = 52 кВт.

Расход электроэнергии на питательные насосы N_пн = 4090 кВт.

КПТ энергоблока по выработке электроэнергии нетто:

h_э = = 0,318

Удельный расход условного топлива на отпускаемую электроэнергию энергоблока (нетто):

b_э =  = 386,792 г/кВт×ч

Расход условного топлива на отпуск электроэнергии энергоблока:

В = 0,39·178300 = 68990 кг/ч

Таким образом, при работе дополнительного насоса ПЭ-250-180 с гидромуфтой вместо одного ПЭ-580-185 расход электроэнергии на собственные нужды уменьшается на 3320 кВт. КПД энергоблока на отпуск электроэнергии (нетто) увеличивается на 0,6 %, удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии (нетто) уменьшается на 2 %.

2.3.4. Определение параметров и разработка схемы маслоустановки ПЭН

По условиям компоновки оборудования крупные питательные электронасосные агре­гаты снабжаются индивидуальной маслоустановкой, которая служит для обеспече­ния смазки подшипников, зубчатых муфт, наполнения гидромуфты.

Принципиальная схема маслоустановки для большинства типов насосных агрегатов с гидромуфтой одинакова; различие может быть лишь в количестве единиц и типе ком­плектующего оборудования. Схема маслоустановки питательного насоса ПЭ-250-180 с гидромуфтой приведена в приложении Е. Масло из бака 10 рабочим маслонасосом 7по напорной линии через масло­охладитель 4 подается к золотнику 5. В золотнике масло разделяется и подается в гидромуфту. После гидромуфты 1 масло через мас­лоохладитель 4сливается в бак.

Масло для смазки подшипников в агре­гате отбирается от напорной линии и через фильтр 6 подается к точкам смазки. На напорной магистрали предусмот­рена байпасная линия со сливным клапа­ном 8. Сливой клапан предусмотрен также на линии отвода маслаперед маслоохладителем 4.

Температура масла регулируется коли­чеством циркуляционной воды, подаваемой на маслоохла­дители.

Перед пуском насосного агрегата вклю­чаются резервные маслонасосы, которые заполняют маслом и создают необ­ходимое давление в маслосистеме, после чего дается разрешение на пуск основного электродвигателя. Для регулирования количества масла на подводах к точкам потребления устанавливаются дроссельные шайбы. Диа­метр отверстия в шайбе определяется опыт­ным путем при пробных пусках агрегата.

Отработанное масло самотеком возвра­щается в бак. При повышении давления масла до 0,13—0,15 МПа в напорной маги­страли срабатывает сливной клапан и ма­сло по байпасному трубопроводу сбрасы­вается в бак. Уровень масла в баке контро­лируется поплавковым указателем. Для слива отстоя масла и выпуска воды в ниж­ней части бака имеется вентиль 10.

Благодаря расположению в подвальном помещении маслонасосы постоянно заполне­ны маслом и готовы к запуску. Для обес­печения смазки подшипников при внезапном отключении основного двигателя и маслонасосов в схеме предусмотрен аварийный бачок 3. Бачок вместимостью 0,15 м³ припод­нят над осью насоса на высоту 2 м. Вме­стимость бачка рассчитана на обеспечение смазки подшипников в течение времени вы­бега агрегата.

В качестве рабочих и резервных обыч­но используются трехвинтовые маслона­сосы.

Винтовой насос – трехвинтовой, горизонтального типа. На­правление вращения ведущего винта насоса может быть по часовой стрелке или против, если смотреть со стороны привода. Насос с помощью лап может быть установлен на общую фунда­ментную плиту с электродвигателем или крепиться фланцем к приводу. Соединение вала насоса с приводом осуществляется упругой муфтой.

Сдвоенный масляный фильтр дает воз­можность производить   чистку   одного   из фильтров во время работы насосного агре­гата. Переключение фильтров производится трехходовыми  кранами.   Степень  загрязнения фильтра контролируется   по   перепаду давления  в  фильтре, показываемому диф­ференциальным  манометром.

Проведем выбор масляного насоса.

Расход масла в сети Q_с = 29 м³/ч.

Подача насоса:

Q_в = k · Q_с                              (2.68)

где k = 1,1 – коэффициент запаса

Q_в = 1,1·29 = 31,9 м³/ч

Максимальное рекомендуемое давление в маслоустановке, Р_с = 0,4 МПа.

Принимаем давление насоса:

Р_в = k · Р_с                                             (2.69)

Р_в = 1,1·0,4 = 0,44 МПа

По подачи и давлению насоса выбираем трехвинтовой масляный насос горизонтального типа 3В40/25–35/6,3Б (таблица 2.15).

Таблица 2.15 - Технические показатели масляного насоса 3В40/25–30/25Б

Показатель	Значение
1	2
подача, м3/ч	35
давление нагнетания, МПа	0,63
мощность, кВт	15
КПД, %	73
скорость вращения, об/мин	1500

Проведем поверочный расчет теплообменной поверхности маслоохладителя. Целью поверочного расчета является уточнение концевых температур спроектированного теплообменного аппарата.Исходные данные:

Температура охлаждающей воды на входе в МОt_в1 = 10 ⁰С.

Температура охлаждающей воды на выходе из МО t_в2 = 20 ⁰С.

Температура масла на входе в МОt_м1 = 55 ⁰С.

Температура масла на выходе из МОt_м2 = 40⁰С.

Расход масла через маслоохладительG_м = 9,7 кг/с.

Скорость течения масла, ω_м = 1 м/с.

Скорость течения воды, ω_в = 2 м/с.

Наружный диаметр трубки, d ₁ = 0,014 м.

Внутренний диаметр трубки, d₂ = 0,0125м.

Средняя арифметическая температура масла:

t_м = 0,5·( t_м1 + t_м2)                             (2.70)

t_м = 0,5·(55 + 40) = 47,5 ⁰С

Теплофизические свойства масла при t_м = 47,5 ⁰С

- плотность                                          ρ_м = 862,2 (кг/м³)

- теплоемкость                                    Ср_м = 1,939 (кДж/кг·⁰С)

- теплопроводность                            λ_м = 0,1275 (Вт/ м·⁰С)

- кинематическая вязкость                ν_м = 57·10^-6 (м²/с)

- число Прандтля                                Pr_м = 785

Количество передаваемого тепла:

Q = G_м· Ср_м·( t_м1 – t_м2)                     (2.71)

Q = 9,7·1,939·( 55 – 40) = 2,821·10⁵ Вт

Число Re для потока масла:

,                        (2.72)

Re_м =  = 245,6

Число Нуссельта:

,                  (2.73)

Nu_м = = 75,63

Коэффициент теплоотдачи со стороны масла α_м

,                        (2.74)

α_м =  = 688,4

Средняя арифметическая температура воды:

t_в = 0,5·( t_в1 + t_в2)                    (2.75)

t_в = 0,5·(10 + 20) = 15⁰С

Теплофизические свойства воды при t_в = 15 ⁰С

- плотность                                          ρ_в = 999,2 (кг/м³)

- теплоемкость                                    Ср_в = 4,183 (кДж/кг·⁰С)

- теплопроводность                            λ_в = 58·10^-2 (Вт/ м·⁰С)

- кинематическая вязкость                ν_в = 1,35·10^-6 (м²/с)

- число Прандтля                                Pr_в = 10

Число Re для потока воды:

Re_в =  = 1,85·10⁴

Число Нуссельта:

,                  

Nu_в = = 166,6

Коэффициент теплоотдачи со стороны воды:

,                                   (2.76)

α_в =  = 7,732·10³

Толщина стенкиδ_с = 1,5·10^-3м.

Теплопроводность латуни, λ_с = 93 Вт/м·К.

Коэффициент теплопередачи:

,                         (2.77)

k = = 626

Средний температурный напор:

,                          (2.78)

Δt =  = 32,47⁰С

где Δt_б = t_м1 – t_в2  - разность больших температур

       Δt_м = t_м2 – t_в1  - разность меньших температур

Требуемая для обеспечения температур поверхность нагрева маслоохладителя:

,                                (2.79)

F =  = 13,878 м²

Заданная поверхность нагрева F^* = 25 м².

Коэффициент запаса C_F для обеспечения температурных условий должен быть больше 1

C_F = F^*/F                                (2.80)

C_F = 25/13,878 = 1,8

Так как С_F> 1 , то выбранный маслоохладитель соответствует температурным условиям эксплуатации маслоустановки.Таким образом, для выяснения эффективности работы питательной НУ и энергоблока были проведены расчеты потребляемой мощности питательного насоса  при различных способах регулирования подачи питательной воды. В результате выявлено, что при регулировании подачи питательной воды способом изменения частоты вращения вала насоса  гидромуфтой потребляемая мощность меньше на 12,5 – 33 %.

Расчет показателей энергоблока с насосом «дополнительного резерва» на номинальном режиме показал, что расход электроэнергии на собственные нужды уменьшается на 3320 кВт. КПД энергоблока на отпуск электроэнергии (нетто) увеличивается на 0,6 %. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии уменьшается на 2 %.  И экономия топлива составляет 1350 кг/ч. Также для питательного насоса дополнительного резерва с гидромуфтой разработана схема маслоустановки.

ГЛАВА 3. ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМОГО ПРОЕКТА

3.1. Анализ технико-экономических показателей работы энергоблока на частичных нагрузках со скользящим и постоянным давлением в деаэраторе

Как видно из результатов расчета тепловых схем, более эффективной на всех режимах является работа энергоблока при переводе деаэратора на скользящее давление. Это является следствием следующих факторов:

1. отсутствие энергетических потерь при дросселировании пара регулирующим клапаном;

2. осуществление более равномерного распределения подогрева питательной воды  между отдельными подогревателями;

3. увеличение выработки мощности в четвертом отсеке турбины.

В приложении Ж приведена таблица сравнения технико-экономических показателей энергоблока при постоянном и скользящем давлении в деаэраторе.На рисунке 3.1 представлена гистограмма удельных расходов условного топлива на расчетных режимах энергоблока при постоянном и скользящем давлении в деаэраторе.

Рис. 3.1 - Гистограмма удельных расходов условного топлива при работе энергоблока на скользящем и постоянном давлении в деаэраторе

Как видно по гистограмме на всех режимах удельный расход условного топлива по выработке электроэнергии при работе энергоблока на скользящем давлении в деаэраторе меньше на 1 – 2 % чем при работе на постоянном давлении в деаэраторе.

На рисунке 3.2 представлен график изменения коэффициента регенерации при работе энергоблока на скользящем и постоянном давлении в деаэраторе.

Рис. 3.2 – График изменения коэффициента регенерации при работе энергоблока на скользящем и постоянном давлении в деаэраторе

Значение коэффициента регенерации на всех режимах работы энергоблока при скользящем давлении в деаэраторе выше, чем при постоянном, что показывает повышение степени регенеративного подогрева питательной воды при переводе деаэратора на скользящее давление. Поведение коэффициента регенерации одинаково как на скользящем давлении, так и на постоянном давлении в деаэраторе. С уменьшением мощности турбины коэффициент регенерации повышается, но в узких диапазонах режимов от 180 МВт до 158 МВт. Преобладающая тенденция состоит в уменьшении коэффициента регенерации при снижении нагрузки, чем обусловлено общее снижение эффективности РППВ при разгрузки турбины.

 Таким образом, при работе энергоблока на скользящем давлении в деаэраторе технико-экономические показатели изменяются следующим образом:

- Коэффициент регенерации возрастает на 0,2 – 0,5 %.

- КПД энергоблока по производству электрической энергии возрос на 0,22 – 0,29 %.

- Полный КПД энергоблока повысился на 0,2 – 0,3 %.

- Удельный расход условного топлива снизился на 1 – 2%.

На основании рассмотренного в работе улучшения технических показателей работы установки, определим экономическую выгоду от предлагаемых мероприятий.

Определим стоимость капитальных вложений по приобретению и установке насоса ПЭ-250-180:

                    (3.1)

где:   Р_к – капитальные затраты;

         Р_пр–затраты на приобретение (2250000руб.);

         Р_дос–затраты надоставку (10% от затрат на приобретение);

         Р_уст–затраты на установку (20% от затрат на приобретение);

Р_обсл–затраты на первоначальное обслуживание и пуско-наладку (15% от затрат на приобретение);

Рассмотрим экономическую выгоду от внедренных мероприятий. Зная расчетное уменьшение расхода удельного топлива – 2% или 1350 кг/ч, а также стоимость 1 т условного топлива для Ханты-Мансийского автономного округа, утвержденного РЭК на 2017 год в размере 4000 руб.

,                             (3.2)

где:    – экономическая выгода в час;

         V - уменьшение расхода удельного топлива;

         p – цена 1 т условного топлива.

Принимая во внимание круглосуточный характер функционирования установки, рассчитаем суточную и месячную экономическую выгоду:

Таким образом, можно определить срок окупаемости данного проекта в сутках.

,                                  (3.3)

где:   Т – срок окупаемости в сутках.

Таким образом, экономическая эффективность предложенной установки насоса ПЭ-250-180 составляет  в месяц, срок окупаемости решения составит 26 суток.

На основании полученных данных построим расчетную таблицу и результирующий график экономической выгоды работы установки на частичных нагрузках, с учетом ввода в эксплуатацию насоса ПЭ-250-180, представим их в приложении З.

3.2. Анализ экологичности и безопасности проекта

3.2.1. Вредные производственные факторы

Согласно ГОСТ «Опасные и вредные производственные факторы» вредными факторами на местах обслуживания спроектированной установки являются:

1. физические:

- повышенная запыленность и загазованность воздуха;

- повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;

- повышенная или пониженная влажность воздуха;

- повышенная или пониженная подвижность воздуха;

- повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;

- повышенный уровень электромагнитных излучений;

- отсутствие или недостаток естественного света.

- повышенный уровень шума;

- повышенный уровень вибрации;

- пожароопасность.

2. психофизиологические:

- физические перегрузки;

- нервно-психические перегрузки.

В соответствии с ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны», содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны определяется таблицей 3.1

 

Таблица 3.1 - Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны

Вредное вещество, содержащееся в воздухе рабочей зоны	Величина ПДК, мг/м3	Класс опасности
1	2	3
Оксид азота	5	3
Оксид углерода	20	4
Углеводороды	300	4
Сажа	4	3
Свинец и его соединения	0.01	1
Сера	6	4

Нормы на температуру, относительную влажность и скорость движения воздуха устанавливаются в зависимости от сезона года и категории работ в соот­ветствии с ГОСТ 12.1.005 – 88 по таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Допустимые нормы температуры, влажности и скорости движения  воздуха в рабочей зоне

Период года	Категория работ	Температура на постоянных рабо­чих местах, °С		Относительная влажность, % не более	Скорость движения воз­духа, м/с не более
		Верхняя граница	Нижняя граница
Холодный	Средней тяжести - II а Тяжелая - III	23 19	17 13	75 75	0.2 0.3
Теплый	Средней тяжести - II а Тяжелая - III	27 26	18 13	65 – при 26°С 75 – при 24°С	0.2 - 0.4 0.2 – 0.6

Нормы на допустимые показатели микроклимата уста­навливаются для холодного и теплого периодов года при категории тяжести ра­бот: средней тяжести - II а, тяжелая - III.

Напряжения прикосновения и токи, протекающие через тело человека, при нормальном режиме электроустановки не должны превышать значений, указанных в таблице 3.3 в соответствии с ГОСТ 12.1.038 – 82 «Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов».

Таблицы 3.3 – Предельно-допустимые уровни напряжений и токов при  нормальном режиме электроустановок  

Род тока	U, В	I, А
Переменный с частотой 50 Гц	не более 2,0*	не более 0,3*
* Напряжения прикосновения и токи приведены при продолжительности воздействия не более 10 минут в сутки

В соответствии с ГОСТ 12.1.045-84 и ГОСТ 12.1.002-84, предельно допустимые значения напряженности электрического и магнитного полей устанавливаются по таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Предельно допустимые значения напряженности электрического поля Е и магнитного поля Н

Параметр электромагнитного поля	Диапазон частот, МГц
	0,03-3	3-30	30-300
Е, В/м	500	300	80
Н,А/м	50	-	-
ЭНЕ, (В/м)2 *	20000	7000	800
ЭНН, (А/м)2 *	200	-	-
__________ *ЭН - напряженность поля в течение дня

Нормы проектирования естественного и искусственного освещения по СНиП 23-05-95 «Строительные нормы и правила. Естественное и искусственное освещение» приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5- Нормы проектирования естественного и искусственного освещения

Характеристика зрительной работы	Наименьший размер объекта	Разряд зрительной работы	Искусственное освещение		Естественное освещение		Совмещенное освещение
			освещенность, лк		КЕО, %		КЕО, %
			комбинированное	общее	верхнее	боковое	верхнее	боковое
Высокой точности	0.3-0.5	III	750	300	5	2	2-3	1.2

В соответствии с ГОСТ 12.1.003 - 83 «Шум. Основные требования безопасности» установлены предельно-допустимые условия постоянного шума на рабочих местах, которые указаны в таблице 3.6.

Таблица 3.6  -  Допустимые уровни шума

Вид трудовой деятельности, рабочего места	Уровни звукового давления, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц
	31	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Выполнение всех видов работ на постоянном рабочем месте	103	91	83	77	73	70	68	66	64	75

В соответствии с ГОСТ 12.1.012-90 «Технологическая вибрация, воздействующая на операторов стационарных машин и оборудования» допустимый уровень вибрации на рабочем месте определяется по таблице 3.7.

Таблица 3.7 - Допустимый уровень вибрации

Вид вибрации	Допустимый уровень виброскорости, дБ, в октавных полосах со среднегеометрическими частотами, Гц.
	2	4	8	16	31,5	63
Технологическая	108	99	93	92	92	92

Согласно ГОСТ 12.1.004 – 91 возможная частота пожаров допускается такой, чтобы вероятность их возникновения в течение года не превышала 10^-6 или чтобы вероятность воздействия опасных факторов на людей в течение года не превышала 10^-6 на человека.

3.2.2. Мероприятия по достижению безопасных условий работы

Требуемое состояние воздуха рабочей зоны обеспечивается выполнением следующих мероприятий:

- дистанционное управление производственными процессами;

- применение респираторов для защиты от вредных веществ;

- надежная герметизация оборудования, в котором находятся вредные вещества, в частности насосов, компрессоров;

- устройства вентиляции и отопления;

- экранирование источников тепловых излучений.

Меры защиты от поражения электрическим током:

- обеспечение  недоступности  токоведущих  частей,  находящихся  под напряжением, для случайного прикосновения;

- работа в исправной сухой спецодежде и рукавицах;

- устранение опасности поражения при появлении напряжения на корпусах, кожухах и других частях электрооборудования, что достигается применением малых напряжений, использованием двойной изоляции, защитным заземлением, защитным отключением.

Ослабление мощности электромагнитного поля на рабочем месте достигается применением индивидуальных средств защиты и экранированием источника излучения.

Тщательный и регулярный уход за установками естественного и искусственного освещения обеспечивает требуемые величины освещенности. Светофильтры подбирают в соответствии с характером и интенсивностью излучения. Своевременно заменяются перегоревшие лампы.

 Чистка стекол световых проемов производится не реже 4 раз в год для помещений со значительным выделением пыли.

Для защиты от яркого света применяют очки и щитки со специальными светофильтрами.

Изменение направленности излучения шума так, чтобы его максимум  был направлен в противоположную сторону от рабочего места. Средствами индивидуальной защиты от шума являются: ушные вкладыши, наушники и шлемофоны. Они позволяют снизить уровень звукового давления на 10 - 15 дБ.

Гашение вибрации осуществляется путем установки агрегатов на фундаменты и виброизоляцией.

Мероприятия по пожарной профилактике разделяются на организационные, технические, режимные и эксплуатационные.

Организационные мероприятия предусматривают правильную эксплуатацию машин, правильное содержание зданий, территории, противопожарный инструктаж рабочих и служащих, организацию пожарно-технических комиссий, издание приказов по вопросам усиления пожарной безопасности.

К техническим мероприятиям относятся: соблюдение противопожарных правил, норм при проектировании зданий, при устройстве электропроводов и оборудования, отопления, вентиляции, освещения, правильное размещение оборудования.

Мероприятия режимного характера – это запрещение курения в неустановленных местах, произведение сварочных и других огневых работ в пожароопасных помещениях.

Эксплуатационными мероприятиями являются своевременные профилактические осмотры, ремонты и испытания технологического оборудования.

Конструкция, взаимное расположение элементов рабочего места (органы управления, средства отображения информации и т.д.) соответствуют антропометрическим, физиологическим и психологическим требованиям, а также характеру работы.

Рабочее место организуется в соответствии с требованиями стандартов, технических условий и методических указаний по безопасности труда и обеспечивает выполнение трудовых операций в пределах зоны досягаемости моторного поля.

3.2.3. Расчет освещения рабочего места

В данной части  выпускной квалификационной работы будет произведен расчет освещения рабочего места машиниста энергоблока.

Рациональное освещение помещений - один из наиболее важных факторов, от которых зависит эффективность трудовой деятельности человека. Хорошее освещение необходимо  для  выполнения  большинства задач машиниста энергоблока. Для того, чтобы спланировать рациональную систему освещения, учитывается специфика рабочего задания, для которого создается система освещения,  скорость и точность, с которой это рабочее задание должно выполняться, длительность его выполнения и различные изменения в условиях выполнения рабочих операций.

Помещение, в котором  находится  рабочее  место машиниста энергоблока,имеет следующие характеристики:

- длина помещения  16 м;

- ширина помещения 6 м;

- высота 4 м;

- количество рабочих мест 2;

В помещении, где находится рабочее место машиниста энергоблока используется смешанное освещение,т.е. сочетание естественного и искусственного освещения.

В качестве естественного - боковое освещениечерез  окна.

Искусственное освещение  используется при недостаточном естественном освещении. В данном помещении используется общее искусственное освещение.

Расчет его осуществляется по  методу  светового  потока  с учетом потока, отраженного от  стен и потолка.

Нормами для данных работ установлена необходимая  освещенность рабочего  места Ен=200лк (средняя точность работы по различению деталей размером от 1 до 5 мм). Разряд зрительной работы V.

 Для организации  общего  искусственного  освещения выберем лампы типа ЛБ40.

Люминесцентные лампы  имеют  ряд преимуществ перед лампами накаливания: их спектр ближе к естественному; они имеют большую экономичность (больше  светоотдача)  и срок службы (в 10-12 раз). Наряду с этим имеются и недостатки: их работа сопровождается иногда  шумом;  хуже работают при низких температурах; их нельзя применять во взрывоопасных помещениях; имеют малую инерционность.

Для выбранного помещения люминесцентные лампы подходят.

Необходимое число светильников определяется по формуле:

,                           (3.1)

где    Е_н - нормированная освещенность, (Е_н=200лк);

S  - площадь помещения, м²;

z - коэффициент минимальной освещенности, значения которого для люминесцентных ламп – 1.1;

Ф_л – световой поток, который определяется для люминесцентной лампы заданной мощности, лм;

n – число ламп в светильнике;

k – коэффициент запаса, принимаем в соответствии с таблицей 1.2  - 1.5;

N – число светильников в помещении;

η – коэффициент использования светового потока ламп, зависящий от КПД и кривой распределения силы света светильника, коэффициента отражения потолка ρ_П = 70% и стен ρ_с = 50%, высоты подвеса светильников и размеров помещения.

Площадь помещения:

S = A∙B,                                 (3.2)

где    S – площадь помещения, м²;

А – длина помещения, м;

В – ширина помещения, м.

S = 16∙6 = 96

Световой поток определяем по таблице 1.4

Ф_л = 3120 лм

В качестве светильников выбираем   ПВЛ-1, 2х40 Вт. Количество ламп определяется конструкцией светильника.

n=2

Индекс помещения определим по формуле:

 ,                       (3.3)

где    i-индекс помещения;

h-высота помещения, м.

Определяем коэффициент использования светового потока (η =34).

По формуле (3.1)  определяем необходимое количество светильников

Расчетную высоту подвеса определяем по формуле:

H_р = H-h_c-h_р,                           (3.4)

где    H_р – расчетная высота подвеса, м;

H – высота помещения, м;

h_c = 0,1 м– высота светильников от перекрытия;

h_р  = 0,8 м - высота рабочей поверхности от пола, м.

H_р = 4-0,1-0,8=3,1

Отношение расстояния между светильниками к расчетной высоте их подвеса составляет 1,5.Откуда:

L=1.5∙ H_р,                     (3.5)

где    L- расстояние между светильниками, м.

L=1.5∙3.1= 4,65

Определяем количество светильников по длине и по ширине помещения:

,                        (3.6)

где n₁ – количество светильников по длине помещения.

,                        (3.7)

где n₂ – количество светильников по ширине помещения

С учетом того, что расположение светильников в два ряда по ширине и и в семь по длине не превышает требований выбираем схему расположения, приведенную на рисунке  3.3.

Рис. 3.3 - Схема расположения светильников

Электрическая мощность одной лампы ЛБ40 W_л=40 Вт.

Мощность всей осветительной системы:

W_общ = W_л ∙ N                        (3.8)

где    W_общ - мощность всей осветительной системы,

W_общ=40∙28=1120 Вт.

Сделаем проверку, найдя значение светового потока:

                                (3.9)

 лм

Как видно, полученное значение светового потока равное 3328 мало отличается от принятого ранее (3120). Поэтому можно сделать вывод, что расчет выполнен правильно.

Из произведенного в данном разделе расчета следует, что для   нормальной работы пользователя рабочего места необходимо общее освещение помещения со световым потоком 139764 лм, для чего необходимо наличие 14 светильников типа   ПВЛ-1   с   двумя   лампами   типа  ЛБ40.

Таким образом, в данной главе проведено экономическое обоснование проекта, произведены расчеты себестоимости электрической энергии на ТЭЦ при работе энергоблока с дополнительным питательным насосом ПЭ-250-180 и без него. В разделе экологичность  и безопасность проекта произведен расчет освещения рабочего места, которым определил общее освещение помещения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Перспективное направление развития энергетики связано с применением газотурбинных (ГТУ) и парогазовых  (ПГУ)  установок  на  тепловых  электростанциях. ПГУ на природном газе – единственные энергетические  установки,  которые  в конденсационномрежиме  могут  вырабатывать  электроэнергию  с КПД 58–60 %. Кроме того, удельные капитальные затраты, себестоимость  выработки  электроэнергии  для  ПГУв 1,5-2  раза,  а сроки  строительства  в 2-3  раза  ниже, чем для паротурбинных и атомных электростанций.С  учетом  достоинств  ПГУ  в «Энергетической стратегии  России  на  период  до  2030 года»  отмечается,  что  наиболее  эффективными  установками  по производству электроэнергии для тепловых электрических  станций  на  газе  являются  парогазовые  установки комбинированного цикла.

Мощные турбоустановки, спроектированные для работы в базовом режиме в реальных условиях эксплуатации, большую часть времени эксплуатируются на режимах частичных нагрузок в широком диапазоне температур охлаждающей воды. Поддержание номинальных режимных параметров при снижении электрической нагрузки и изменении температуры охлаждающей воды не всегда обеспечивает максимальную экономичность турбоустановки. Существующие правила эксплуатации разрабатывались, исходя из эксплуатации турбоустановок в базовом режиме, и не дают ответа на вопрос: как необходимо изменять режимные параметры чтобы обеспечить максимальную экономичность турбоустановок при изменении электрической нагрузки и изменении температуры охлаждающей воды. Повышение качества эксплуатации турбоустановки тепловых электростанций России позволит уменьшить удельный расход топлива на (1-2 %) при минимальных финансовых затратах.

Целью выпускной квалификационной работы являлось исследование эффективности работы на частичных нагрузках турбоустановки Т-180/210-130 на скользящем давлении в деаэраторе и разработка технического предложения по установке питательного насоса «дополнительного резерва».

Актуальность проведенной работы состоит в том, что перевод деаэратора на переменное давление является эффективным путем устранения общего уменьшения эффективности регенерации при снижении нагрузки турбинной установки.

В четырнадцатом энергоблоке Сургутской ГРЭС-3 деаэратор является предвключенной составной частью ПВД-5, работающими на третьем отборе и давление в деаэраторе на всех режимах поддерживают постоянным - 0,69 МПа, используя для этого установленный на линии подвода пара регулирующий клапан, которым управляет регулятор давления в деаэраторе. В турбоустановке Т-180/210-130 деаэратор подключен к четвертому отбору пара и является самостоятельной ступенью подогрева питательной воды. При номинальном режиме давление в четвертом отборе составляет 0,656 МПа и при снижении нагрузки турбины уменьшается. Следовательно, снижается давление и в деаэраторе. В этих условиях деаэратор работает на скользящем давлении. При снижении нагрузки турбоустановки до 120 МВт, давление в деаэраторе снижается до 0,45 МПа. При этом возможно ухудшение деаэрации питательной воды в деаэраторе и возникновение кавитации на входе в питательный насос. Опыт эксплуатации подобных ТЭЦ показывает, что давление всасывания питательного насоса обеспечивается допустимым кавитационным запасом (рекомендуемый подпор 12м, подпор на минимальном режиме 7,8м), а минимально-допустимое значение содержания О2 (10 млг/дм3) и СО2 в питательной воде поддерживают добавлением в воду гидрозина и аммиака.

Для выявления эффективности работы энергоблока на скользящем давлении в деаэраторе проведены расчеты режимов работы энергоблока на номинальной и частичных электрических нагрузках.

Для расчета режимов работы энергоблока при постоянном давлении в деаэраторе был рассмотрен вариант тепловой схемы турбинной установки при подключении деаэратора к третьему отбору, как предвключенная составная часть ПВД-5 и постоянное давление в деаэраторе поддерживается регулирующим клапаном.

В результате расчетов получены следующие данные:

- удельный расход условного топлива по выработке электроэнергии на всех режимах меньше на 1 – 2 % при работе на скользящем давлении в деаэраторе.

- при работе энергоблока на скользящем давлении в деаэраторе значение коэффициента регенерации на всех режимах больше на 0,2 – 0,5 %. Тенденция изменения коэф. рег. одинаково как на скользящем давлении, так и на постоянном давлении в деаэраторе.

- КПД энергоблока по производству электрической энергии выше на 0,22 – 0,29 %.Полный КПД энергоблока больше на 0,2 – 0,3 %.

В энергоблоке Сургутской ГРЭС-2 подача питательной воды в парогенератор осуществляется двумя питательными насосами ПЭ-580-185-3. На номинальном и конденсационном режимах производительность насосной установки существенно больше требуемого расхода питательной воды, что ведет к перерасходу электроэнергии на собственные нужды и снижению показателей энергоблока. Для устранения этого недостатка разработано предложение по включению в схему деаэрационно-питательной установки питательного насоса «дополнительного резерва». По своим параметрам для этой цели подходит насос ПЭ-250-180 (схема ДПУ). Номинальный и конденсационный режимы будут обеспечиваться работой двух насосов: основного ПЭ-580 и дополнительного ПЭ-250.

Для выяснения эффективности работы питательной НУ и энергоблока в целом проведены расчеты потребляемой мощности питательного насоса  при различных способах регулирования подачи питательной воды. В результате выявлено, что при регулировании подачи питательной воды способом изменения частоты вращения вала насоса  гидромуфтой потребляемая мощность меньше на 12,5 – 33 %, чем при регулировании подачи способом дросселирования (как показано на графике потребляемой мощности ПЭНов). В связи с этим для более экономичной работы энергоблока регулирование питательного насоса ПЭ-250-180, будет осуществляться способом изменения частоты вращения вала насоса гидромуфтой.

Расчет технико-экономических показателей энергоблока с насосом «дополнительного резерва» на номинальном режиме показал, что расход электроэнергии на собственные нужды уменьшается на 3320 кВт.

КПД энергоблока на отпуск электроэнергии (нетто) увеличивается на 0,6 %. Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии уменьшается на 2 %.  И экономия топлива составляет 1350 кг/ч.

Для питательного насоса дополнительного резерва с гидромуфтой разработана схема маслоустановки. Определены параметры и выбраны масляные насосы. Произведен поверочный расчет теплообменной поверхности с целью уточнение концевых температур выбранного теплообменника. Для предотвращения подплавления подшипников на выбеге насоса в схеме предусмотрен подпорный масляный бак (вместимостью 0,15 м3, приподнят над осью насоса на высоту 2 м)

В экономическом обоснование проекта произведены расчеты себестоимости электрической энергии на ТЭЦ при работе энергоблока с дополнительным питательным насосом ПЭ-250-180 и без него. Расчеты показали, что при работе питательного насоса «дополнительного резерва» себестоимость 1кВт·ч электроэнергии уменьшается на 1,6 %.

В разделе экологичность  и безопасность проекта произведен расчет освещения рабочего места, которым определил общее освещение помещения со световым потоком 139764 лм для нормальной работы пользователя рабочего места в котлотурбинном цехе Сургутскойй ГРЭС-2.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. ГОСТ  Р  52527-2006.  Установки  газотурбинные.  Надежность,  готовность, эксплуатационная технологичность и безопасность.- Введ. 2006-07-01.

2. РД 34.25.102-87 Теплофикационный моноблок с турбиной Т-110/120-130 и барабанным котлом. Типовая пусковая схема

3. РД 34.25.103-87 теплофикационный дубль-блок с турбиной Т-185/220-130 и барабанными котлами. Типовая пусковая схема

4. Александров А. А., Орлов К. А., Очков В. Ф. Теплофизические свойства рабочих веществ теплоэнергетики: Интернет-справочник. — М.: Издательский дом МЭИ. 2009. — 224 с.

5. Александров А. А., Очков В. Ф., Орлов К. А., Очков А. В. Теплофизические свойства воды и водяного пара// Промышленная энергетика. — 2007. — № 2.

6. Аминов  Р.З.,  Кожевников  А.И.,  Янков  А.В.  Оценка  влияния  режимов использования  на  выработку  ресурса  газотурбинными  установками  // Известия  высших  учебных  заведений. Проблемы  энергетики. 2013. №  3-4. С.95-100.

7. Аракелян  Э.К.,  Болонов  В.О.,  Сахаров  К.В.  Выбор  оптимальных  режимов работы  бинарных  ПГУ  на  пониженных  нагрузках  //  Новое  в  российской электроэнергетике. -2011.-№11.

8. Аракелян  Э.К.,  Сахаров  К.В.  Исследование  температурного  состояния ступеней  ЦВД  паровой  турбины  Т-125/150  ПГУ-450  при  работе  в малопаровом режиме // Новое в российской электроэнергетике. -2013.-№1.

9. Аракелян Э.К., Хуршудян С.Р. Выбор оптимальных режимов газовых турбин ПГУ-450Т  при  пониженных  нагрузках  //  Новое  в  российской электроэнергетике.- 2013.-№7.

10.   Аракелян, Э. К. Оптимизация и оптимальное управление [Текст]: учеб, пособие / Э. К. Аракелян, Г. А. Пикина; под ред. Т. Е. Щедеркиной; Моек, энергет. ин-т (техн. ун-т). - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва : Изд. дом МЭИ, 2008. - 407 с. : ил.

11.   Биленко  В.А.  Многоконтурные  автоматические  системы  регулирования  с несколькими  регулирующими  воздействиями  и  их  применение  для регулирования  температуры  пара  прямоточных  котлов  //  Теплоэнергетика. 2011. №10. С. 51 – 59

12.   Бойко Е.А., Бажанов К.В., Грачев П.А. «Тепловые электрические станции (паротурбинные энергетические установки ТЭС). Справочное пособие. Красноярск: ИПЦ КГТУ, 2006. 152 с.

13.   Гнуни  Т.С.,  Оганесян  А.О.  Разработка  методики  определения  текущих  и среднегодовых  показателей  работы  теплофикационных  парогазовых установок // Вестник ГИУА, Серия «Электротехника, энергетика», вып.16.-2013.- №1.

14.   Даскал, Ю.И. Осаждение мелкодисперсной влаги в турбинных решетках[Текст] / Ю.И. Даскал// Изв. высших учебных заведений«Энергетика». –1983. – №12. – С. 81-83.

15.   Доверман, Г.И. Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов : учеб, пособие / Г.И. Доверман, Б.Л. Шелыгин, А.В. Мошкарин, Ю.В. Мельников; ГОУВПО «Ивановский государственный энергетический университет им. В.И. Ленина». - Иваново, 2007.

16.   Дрейпер, H. Прикладной регрессионный анализ. В 2 т. / H. Дрейпер, Г. Смит. - М.: Финансы и статистика, 1986.

17.   Елизаров, Д.П. Эксплуатация котельных установок высокого давления / Д.П. Елизаров. - М.: Госэнергоиздат, 1961.

18.   Иванов, В.А. Режимы мощных паротурбинных установок. 2-е изд. / В.А. Иванов. -Л.: Энергоатомиздат, 1986.

19.   Каталог газотурбинного оборудования. - М.: ЗАО «Газотурбинные технологии», 2007.

20.   Ларионов В.С., Ноздренко Г.В., Щинников П.А., Зыков В.В. Технико-экономическая эффективность энергоблоков ТЭС: Учеб, пособие. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1998. - 31 с.

21.   Мошкарин, А.В. О влиянии характеристик газовых турбин на показатели работы мощных парогазовых блоков в переменных режимах / А.В. Мошкарин, Ю.В. Мельников // Энергосбережение и водоподготовка. - 2007. - № 4. - С. 32 - 34.

22.   Мошкарин, А.В. Оценка показателей работы мощных одноцелевых парогазовых и паросиловых энергоблоков на частичных нагрузках / А.В. Мошкарин, Ю.В. Мельников // Вестник ИГЭУ. - 2007. - № 2. - С. 3 - 6.

23.   Надежность  ТЭС.  Отказы  и  повреждения  в  работе  электрооборудования. Электронная  библиотека  по  энергетике.  Энергосервис.  Режим  доступа: http://lib.rosenergoservis.ru/nadegnost-tec?start.

24.   Никишин В.И. –Энергосберегающие технологии трубопроводного транспорта природных газов. М. «Нефть и газ», 1998. 420 с.

25.   Повышение экономичности турбоустановок ТЭС и ТЭЦ в условиях энергорынка [Текст] / А.А. Тарелин, В.П. Скляров // Вюник НТУ «ХП1». Cepia: Енергетичш та теплотехшчш процеси й устаткування. - X.: НТУ «ХП1», 2013. - № 12(986). - С. 17-23

26.   Прокопенко, А.Г. Стационарные, переменные и пусковые режимы энергоблоков ТЭС / А.Г. Прокопенко, И.С. Мысак. - М.: Энергоатомиздат, 1990.

27.   Радин  Ю.А.  Исследование  и  улучшение  маневренности  парогазовых установок. Дисс….докт. техн. наук. М., 2013.-40с.

28.   Развитие топочных технологий в российской энергетике: учеб-ное пособие / В. Л. Шульман [и др.]. — Екатеринбург : Изд-во Урал. ун-та, 2016. — 504 с.

29.   Самойлович, Г.С. Переменные и переходные режимы в паровых турбинах / Г.С. Самойлович, Б.М Трояновский. - М.: Энергоиздат, 1982.

30.   Сахаров В.К. Выбор оптимальных режимом энергоблоков ПГУ при участии их в регулировании мощности энергосистемы. Дисс.  канд. техн. наук. М.:, 2013.-20с.

31.   Суворов, Д. М. Оптимизация режимов работы отопительной ТЭЦ с однотипнымоборудованием: учебно-методическое пособие/ Д. М. Суворов. – Киров: ФГБОУ ВПО«ВятГУ», 2014. – 24 с.

32.   Суворов, Д. М. Тепловые электрические станции [Текст]: лаб. практикум / Д. М. Суворов, Е. И. Эфрос, В. М. Сущих. - Киров, 2010. - 38 с.

33.   Тепловая электрическая станция ― это очень просто : учеб. пособие / К. Э. Аронсон, Ю. М. Бродов, Н. В. Желонкин, М. А. Ниренштейн ; под общ. ред. д‑ратехн. наук, проф. Ю. М. Бродова. —Екатеринбург : Изд‑воУрал. ун‑та, 2016. — 203с.

34.   Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. Издание третье, переработанное и дополненное. С.Петербург, 1998, 258 с.

35.   Теплофикационные паровые турбины: повышение экономичности и надежности [Текст]: учебное пособие / Л. Л. Симою [и др.]. - Санкт-Петербург, 2001. - 208 с.

36.   Турхний А.Д. Исследование работы ПГУ утилизационного типа при частичных нагрузках// Теплоэнергетика.-1999.-№3.

37.   Щегляев, А.В. Паровые турбины / А.В. Щегляев. - М.: Энергоатомиздат, 1993.

38.   Эрозия  рабочих  лопаток  последних  ступеней  паровых  турбин  на  пусковых  и малорасходных режимах[Текст] / В.Г. Орлик, Ю.Я. Качуринер, В.Ф. Червонный[и др.]// Тепловые электростанции. – 2007. – №4. – С. 6-10.

39.   Электронный ресурс. Режим доступа:  http://www.wsp.ru/ru/ (дата обращения 12.12.2016)

40.   Электронный ресурс. Режим доступа: www.freepatent.ru  (дата обращения 12.12.2016)

41.   Электронный ресурс. Режим доступа: www1.fips.ru (дата обращения 12.12.2016)