РОЧНД = 0,23--0,020,23=0,2254 МПа.

Потери давления в выхлопном патрубке турбины

,

где Рк -- давление в конденсаторе, МПа; ,=0,00 ... 0,1 -- коэффициент, учитывающий аэродинамику выхлопного патрубка; с2=80...120 -- скорость пара па выходе из последней ступени турбины, м/с.

Принимаем =0.

Коэффициенты полезного действия отдельных цилиндров или отсеков турбины зависят главным образом от величины объемного пропуска пара GV и степени понижения давления . Например, относительный внутренний КПД ЦВД

,

где Go, Vo, Ро, -- соответственно, расход пара; удельный объём и давление пара перед ЦВД; Р2 -- давление пара за ЦВД.

Ход построения процесса расширения в турбине в iS-диаграмме следующий. По начальным параметрам Ро, tо определяется точка

О -- состояние пара перед турбиной. Учитывается потеря на дросселирование Ро в регулирующих органах и находится точка О' -- состояние пара перед регулирующей ступенью. Оцениваются располагаемый теплоперепад hОРС и КПД регулирующей ступени. Для одновенечных регулирующих ступеней современных мощных турбин hОРС =80 ... 120 кДж/кг; =0,76 ... 0,8.

Внутренний теплоперепад регулирующей ступени

.

Отложив от т. О' по изоэнтропе отрезок, соответствующий , находят изобару давления РРС за регулирующей ступенью. Конечная точка процесса расширения в регулирующей ступени т. 1 определяется пересечением изобары РРС и горизонтальной линии, проведенной через конец отрезка .

Для дальнейшего построения процесса расширения в iS-диаграмме отмечают изобары характерных точек процесса -- вторичный пар на входе в ЦВД, на выходе из ЦВД, на входе в ЦНД Р2ЦНД и при выхлопе в конденсатор Рк. Располагаемые теплоперепады ЦВД (без регулирующей ступени) hOЦВД, вторичный пар ЦВД hOЦВД и ЦНД hOЦНД турбины определяют по iS-диаграмме по величине отрезка изоэнтропы, проведенной из точек, характеризующих состояние пара перед соответствующей частью турбины, до изобар давления за этим цилиндром. Для ЦВД hOЦВД соответствует отрезку изоэнтропы 1--2, для вторичного пара ЦВД hOЦВД -- отрезку 2--3', ЦНД -- отрезку 3--4'.

Внутренние теплоперепады определяют по формулам

Дальнейший ход построения процесса в iS-диаграмме наглядно иллюстрируется схемой процесса расширения в турбине с вторичным паром, изображенной на рис. 1.

КПД регулирующих ступеней могут быть определены выражениями:

для одновенечных ступеней

;

где КU/C находится по зависимости Ро, Vо-давление, Па и удельный объем, м3/кг перед соплами регулирующей ступени;G -- расход пара, кг/с.

КПД группы нерегулируемых ступеней определяется так же, как и у конденсационных турбин.

9.3 Предварительный расчет характерных ступеней цилиндра турбины

Характерными ступенями цилиндра турбины считаются регулирующая ступень, первая нерегулируемая ступень и последняя ступень.

Расчет нерегулируемых ступеней турбины производится в два этапа. На первом этапе ведется предварительный расчет, в ходе которого определяют число ступеней в каждом цилиндре, распределение теплоперепадов по ступеням, находят средние диаметры ступеней. При этом исходят из приемлемости полученных конструктивных характеристик проточной части. Если они удовлетворяют требованиям по плавности раскрытия проточной части, технологическим требованиям, то переходят к детальному расчету проточной части. Размеры первой нерегулируемой и последней ступени определяются для каждого цилиндра турбины.

9.3.1 Определение размеров регулирующей ступени

1. Для повышения экономичности регулирующая ступень выполняется с небольшой ступенью реакции, которая принимается для одновенечных ступеней с=0,05 ... 0,12,

У нас выбрана одновенечная регулирующая ступень .кДж/кг, с=0,05.

2. Условная фиктивная скорость

3. Располагаемый теплоперепад сопловой решетки

= (1--0,05) 100 = 95 кДж/кг.

4. Теоретическая скорость потока за соплами

5. Принимается отношение скоростей

из рекомендуемого диапазона

0,38ч0,42 -- для одновенечных ступеней,

принимаем х=0,38.

6. Окружная скорость на среднем диаметре

= 0,38-447,2= 170,0 м/с

и средний диаметр ступени

7. Высота сопел регулирующей ступени

,

где, V1t -- удельный объем пара в конце параллельного расширения в сопловой решетке; V1t=0,069 м3/кг; е -- степень парциальности, для турбин с большими расходами пара и расположением сопел по всей окружности е= 0,8 ... 0,85; при подводе перегрузочного пара через дополнительную группу сопел, на расчетном режиме е=0,65 ... 0,75, принимается е==0,80; б1-- угол потока за сопловой решеткой, который рекомендуется для одновенечных ступеней 12 ... 14°, принимается б1=12°; м1-- коэффициент расхода сопловой решетки, для перегретого пара м1=0,97.

Высота сопел регулирующей ступени должна быть не менее 10 мм при е>0,2 в турбинах небольшой мощности и не менее 20--30 мм при е0,6 у современных мощных турбин.

В большинстве конструкций современных турбин средний диаметр регулирующей ступени принят равным 1050ч1100 мм.

9.3.2 Расчет первой нерегулируемой ступени

Параметры пара перед первой нерегулируемой ступенью определяются с помощью iS-диаграммы путем построения действительного процесса расширения в регулирующей ступени. Энергию выходной скорости регулирующей ступени считают потерянной (аВС=0). Энтальпия пара перед первой ступенью равна разности энтальпий острого пара и действительного теплоперепада регулирующей ступени

=100·0,80=80 кДж/кг.

В турбинах большой мощности в качестве нерегулируемых ступеней ЦВД применяют активные ступени со степенью реакции с<0,1 и =0,45ч0,52, располагаемые теплоперепады обычно лежат в пределах 33 - 60 кДж/кг. Подвод пара, как правило, полный (е=1). Для увеличения размеров сопловых и рабочих решеток первых ступеней ограничивают б1 величиной б1=11ч14 градусов.

В качестве исходного размера при расчете первой нерегулируемой ступени обычно принимают средний диаметр d. Из. конструктивных соображений диаметр первой нерегулируемой ступени ЦВД

d=0,8ч0,9 м.

Расчет этой ступени для ЦВД.

Принимаем

d=0,9 м; с=0,05; е=1; n=50;

б1 =14 град; ц1=0,97.

1. Окружная скорость

2. Фиктивная скорость

3. Располагаемый теплоперепад в ступени

4. Располагаемый теплоперепад в соплах

= 41,76 (10,05) =39,67 кДж/кг,

5. Откладывая hО1 на iS-диаграмме от точки, характеризующей состояние пара за регулирующей ступенью, определяют удельный объем пара за соплами при адиабатном расширении пара V1t.

6. Теоретическая скорость истечения из сопел

7. Высота сопловой решетки

Получена приемлемая высота сопловой решетки.

9.3.3 Расчет последней ступени цилиндра

Проточная часть турбины и ее отдельных цилиндров конструктивно может выполняться по разному: с возрастающим корневым диаметром ступеней, с постоянным корневым диаметром, с постоянным средним диаметром.

В ЦВД мощных турбин чаще всего сохраняют постоянным корневой диаметр ступеней. В этом случае средний диаметр последней ступени цилиндра может быть предварительно оценен по формуле

где -- средний диаметр и высота сопел первой нерегулируемой ступени цилиндра; -- высота сопловой решетки последней ступени цилиндра

;

; -- удельный объем пара за соплами первой и последней ступеней цилиндра (определяются из iS-диаграммы по предварительно построенному процессу расширения в ЦВД), м3/кг.

G1, GZ -- расход пара через первую и последнюю ступени ЦВД (из расчета тепловой схемы), кг/с.

м.

Средний диаметр последней ступени ЦВД

= (0,9--0,043) +0,61=1,467 м.

10. Расчет котла утилизатора

Исходные данные для расчета.

1) Расход и параметры пара перед КУ ( за ЭГТУ ) :

- ,

- , с учетом потерь в газоходах 3% ,

-

2) Температура и энтальпия газа за КУ:

-

- .

3) Температуры прямой t и обратной t сетевой воды:

- t ,

- t .

4) Температуры питательной воды на входе в поверхности нагрева НД и ВД КУ (берутся из схемы включения КУ в тепловую схему):

- ,

- .

5) Параметры пара НД за котлом:

-

-

6) Параметры пара ВД за котлом:

-

-

Требуется рассчитать:

1) Расход и температуру пара НД (используется для собственных нужд станции).

2) Расход пара ВД (подается в паровую турбину ПГУ).

3) Расход сетевой воды через ГПК G.

4) Температуры газа по тракту КУ и пара НД.

Расчет проводится в предположении:

1) В поверхности нагрева ВД КУ питательная вода подается из барабана НД с температурой ;

2) Температурный напор на входе газа в испарители низкого и высокого давления, а также в ПЕ НД 30 град.С (берется из диапазона 25-40 град.С.).

Определение параметров газа, воды и пара.

1. По заданным давлению и температуре пара ВД, пользуясь таблицами воды и водяного пара (ТВП), определяется энтальпия пара ВД.

.

2. Энтальпия пара НД:

.

3. По давлениям пара ВД и НД , пользуясь таблицами свойств воды и водяного пара, находятся:

-температуры насыщения:

=ТВП(Р ) .

=ТВП(Р ) .

-энтальпии кипящей жидкости:

= ТВП (Р ) ;

= ТВП (Р )

-энтальпии сухого насыщенного пара:

= ТВП (Р )

= ТВП (Р )

4. С учетом принятого температурного напора на выходе из испарителя =30 град.С, определяются температуры газа за ИВД и за ИНД:

.

5. По найденным температурам и =4 по Пi-функциям определяются соответствующие энтальпии:

588,8K; =4).

468K; =4) .

6. Составляется уравнение теплового баланса поверхностей нагрева (И ВД + ПЕ ВД):

тогда, расход пара:



7. Уравнение теплового баланса ПЕ ВД:

Отсюда, энтальпия газа между ПЕ ВД и И ВД:

По Пi функциям - температура газов в этом сечении:

8. Уравнение теплового баланса ЭК ВД:

где - удельная массовая теплоемкость воды.

Энтальпия газа между ЭК ВД и ПЕ НД:

По Пi функциям находим температуру газа в сечении между ЭК ВД и ПЕ НД:

9. Температура пара НД меньше температуры газа перед ПЕ НД на , т.е.

.

10. Уравнение теплового баланса поверхностей нагрева (ИНД + ПЕ НД):

Отсюда, расход пара:

11. Уравнение теплового баланса ПЕ НД:

Отсюда, энтальпия газа между ПЕ НД и И НД :



По Пi функциям - температура газов в сечении между ПЕ НД и ИНД:

12. Уравнение теплового баланса ЭК НД:

Отсюда, энтальпия газа между ЭК НД и ГПК :

По Пi функциям - температура газов в сечении между ЭК НД и ГПК:

13. Уравнение теплового баланса ГПК :

Отсюда, расход сетевой воды через ГПК:

Определение тепловых потоков.

1. Тепло, передаваемое в ГПК:

2. Тепло, передаваемое в ЭК НД:

3. Тепло, передаваемое в И НД:

4. Тепло, передаваемое в ПЕ НД:

5. Тепло, переданное в ЭК ВД:

6. Тепло, переданное в И ВД:

7. Тепло, переданное в ПЕ ВД:

Результаты расчетов температур и потоков тепла.

Таблица 1.

Поверхность нагрева КУ	Поток тепла, МВт.	Температура газов перед поверхнос-тью нагрева,	Температура воды или пара после поверхности нагрева,
ГПК	40,457	181,2	96
ЭК НД	3,37	195	165
ИНД	18,01	236	165
ПЕ НД	4,025	239,6	210
ЭК ВД	20,887	315,8	285,8
ИВД	32,761	407,2	285,8
ПЕ ВД	25,358	500	490

11. Охрана труда

Ириклинская ГРЭС расположена с подветренной стороны по отношению к поселку. Расстояния между зданиями, находящимися на территории станции больше самого высокого ее здания, что необходимо для предотвращения взрывопожарной обстановки. Размещение здания производилось, учитывая СНиП ІІ-н1-17, т.е. зависимость зданий от степени огнестойкости.

На станции имеется два выезда, а также кольцевые подъезды. Вокруг главного корпуса предусмотрена автодорога на две полосы. Все здания, сооружения и другие объекты соединены автодорогами шириной 3,5м. Кроме того в каждом цехе имеется кольцевой подъезд. На перекрестке основных дорог предусмотрены пожарные колодцы. Расстояние от края проезжей части автодороги до стен здания не превышает 25м.

На территории станции имеется открытая площадка для складирования теплотехнического оборудования, которую в зимнее время очищают от снега и льда.

Штабелирование грузов в месте складирования производится в соответствии с ГОСТом 12.3.009.76. В местах проезда автомобильного транспорта под коммуникациями и сооружениями установлены знаки, ограничивающие габариты.

Все проходы и проезды на территории ГРЭС освещены, свободны и безопасны для движения пешеходов и транспорта. У всех ворот и дверей зданий в зону движения железнодорожного и автомобильного транспорта установлены ограждения, столбики и перила, а также дорожные знаки. На воротах установлены фиксаторы, исключающие их самопроизвольное закрытие и открытие. Для всех транспортных средств установлена допустимая скорость движения на территории станции.

Помещения ГРЭС характеризуются повышенной пожароопасностью, особенно топливное хозяйство. Полы и перекрытия выполнены из огнестойкого материала.

Для тушения пожаров в машинном отделении предусмотрена локальная система пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной, обеспечивающей тушение пожара в районе одного турбогенератора и котлоогрегата. В остальных местах на отметках обслуживания установлены переносные пеногенераторы.

Средства огнетушения находятся в постоянной готовности. Включение пожарных насосов осуществляется дистанционно с ЦЩУ, который имеет прямую связь с пожарным депо. В цехе назначается ответственный за противопожарную безопасность.

В целях повышения пожарной безопасности применяются кабеля с негорючими покрытиями. Трассы кабелей проходят на безопасном расстоянии от нагретых поверхностей, туннели имеют огнестойкие перегородки. Аварийные люки установлены не реже, чем через 50м.

Опасные по взрыву и пожару помещения, например, помещения химреактивов, химводоочистки, материальные склады, размещаются в одноэтажном зданиях.

Количество эвакуационных выходов из зданий и помещений не менее двух. Ворота для железнодорожного подвижного состава, как выход не учитывается.

Преимущество газового топлива - дешевизна, легкость транспортировки, но оно влечет за собой и не малую опасность, т.е. взрывоопасность, пожароопасность, токсичность. Вследствие чего в газовом хозяйстве большое внимание уделяется плотности газопровода, т.е. предотвращение утечек, которые влекут за собой опасность взрыва. Газы не имеют цвета, поэтому их утечки трудно обнаружить. Обеспечивается плотность газопровода выбором определенного материала и качеством монтажа. Ведется контроль за качеством сварочных соединений.

При проектировании газового хозяйства также были заложены условия локализации, взрывоотдаления газопровода, арматуры от других коммуникаций. В котельных агрегатах устанавливаются предохранительные клапана многократного и однократного действия. Выхлоп производится в безопасном месте.

При проектировании рабочих мест по мере возможности созданы улучшенные условия для максимального количества рабочих.

Между этажами перекрытия, полы выполнены огнестойкими, водонепроницаемыми, ровными, нескользкими и легко очищающимися от загрязнений.

Освещение на станции общее и локализованное, т.е. на самих агрегатах. Освещение помещений главного корпуса предусматривается с применением газоразрядных ламп, переносных ламп (ручных) на напряжении 12В, для чего в главном корпусе предусматривается стационарная сеть штепсельных розеток напряжением на 12В.

Имеется также аварийное освещение, которое призвано обеспечить безопасное действие персонала по ликвидации аварий и его эвакуацию при возникновении прямой угрозы для жизни. Напряжение аварийного освещения 220В с автоматическим резервированием питания от аккумуляторных батарей.

Кроме комбинированного и аварийного предусматривается дежурное и сигнальное освещение.

В помещении котельного и турбинного цехов согласно ГОСТ 12.4.021-75 организована естественная и искусственная вентиляция. Цель вентиляции - обеспечение чистоты и требуемых параметров воздуха. Вспомогательное значение - обеспечение сохранности зданий. Естественная вентиляция осуществляется за счет фрамуг, через которые поступает свежий воздух, а загрязненный удаляется через аэрационный фонарь. В летнее время с помощью дутьевого вентилятора осуществляется искусственная вентиляция.

Участки маслопровода, расположенные у корпусов турбин и их фундамента, заключены в специальные короба из листовой стали. Короба выполнены с уклоном для стока масла к специальной сбросной трубе, направленной в бак слива масла. Маслопровод расположен вне короба, отдален от горячих поверхностей металлическими защитными экранами, а фильтры заключают в концах со сливом из них масла в безопасное место. Запрещены всякие ремонтные работы на турбогенераторе при работающих турбинах. Огневые работы производятся на расстоянии не менее 10м от участков газомасляной системы по наряду выполненных мер, обеспечивающих безопасность работы. Кроме того в турбинном цехе, в частности, на конденсаторе, имеется система защиты.

Котел работает на газе и мазуте при высоких параметрах воды и пара. Имеется опасность ожога персонала. Кроме того, котел - это высокое сооружение и при работе на нем есть опасность падения с высоты. Поэтому, лестницы, площадки, переходы сделаны с ограждениями высотой 1м и с боковой полосой (буртик) 100мм.

Аварии и несчастные случаи, в основном, возрастают из-за неисправности отдельных элементов парогенераторов или турбины. Для избежания их предусмотрена система защит, блокировки и сигнализации. По паровому тракту котла, а также топки и газохода предусмотрены предохранительные клапана, которые должны иметь отводы для удаления паровой смеси.

Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах не должна превышать 45°С при температуре окружающего воздуха 25°С. На поверхностях нагрева и тепловой изоляции трубопроводов температура не должна превышать 45°С при теплоносителе с температурой не выше 500°С и 48 - 50°С при температуре от 501 до 650°С.

Наружная поверхность оборудования и трубопроводов, на которых может происходить конденсация водяных паров воздуха, также изолируется.

Параметры вибрации на рабочих местах в производственных помещениях также отвечают требованиям санитарных норм. При нормальном режиме эксплуатации турбоагрегата максимальное расчетное значение амплитудно - вынужденных колебаний верхних блоков фундаментов в зонах стирания подшипников не должно быть более 15мкн. В этих же целях питательные, циркуляционные, сетевые насосы установлены каждый на отдельный фундамент (ГОСТ 12.1.042-84).

Для защиты людей от воздействия электрического тока применяются электрическое разделение сетей, изоляция, обеспечивается недоступность токоведущих частей, защитное заземление, защитное отключение.

Кроме этого имеются дополнительные защитные средства, т.е. применяются диэлектрические перчатки, боты, коврики согласно ГОСТ 12.1.030-80.

Для снижения уровня шума здания на территории станции установлены с большими разрывами с учетом розы ветров. Внутри корпуса предусмотрены меры борьбы с шумом. Особенно это важно для турбинного цеха, т.к. шум в нем высокочастотный. Предусмотрены строительно - акустические мероприятия, а также применен дистанционный метод управления шумным оборудованием со щитов управления, которые выполнены с учетом требований звукоизоляции и шумопоглощения по ГОСТ 12.1.003-83.

Скорость движения пара в трубопроводах и арматуре на линии высокого давления выбирают такими, чтобы исключить недопустимый шум. На всех трубопроводах, воздуховодах и газоходах для снижения уровня шума согласно ГОСТ 12.4.021-75 применяется волокнистая изоляция. Также на выхлопных трубопроводах установлены специальные шумоглушители.

12. Охрана окружающей среды

12.1 Охрана подземных и поверхностных вод

12.1.1 Техническое водоснабжение

В качестве источника водоснабжения ГРЭС используется водохранилище Ириклинской ГЭС, созданное на реке Урал, с многолетним регулированием стока.

Система технического водоснабжения прямоточно - оборотная с охлаждением циркуляционной воды в водохранилище-охладителе.

Схема технического водоснабжения - двухступенчатая. Вода из водохранилища забирается насосной станцией I подъема с глубинным водозабором, подается в буферный бассейн к блочным насосным станциям II подъема и далее на конденсаторы турбин.

Сброс отработанной воды осуществляется открытым каналом в 3-х км от водозабора.

При реконструкции ГРЭС с установкой двух энергоблоков ПГУ-325 система водоснабжения остается прямоточно-оборотной с использованием для охлаждения водохранилища.

Установка двух энергоблоков ПГУ-325 потребует строительства следующих сооружений технического водоснабжения:

- блочной насосной станции II подъема №3 с подводящей прорезью;

- напорных и сливных циркводоводов и трубопроводов технической воды.

12.1.2 Воздействие ГРЭС на Ириклинское водохранилище

Лимитирующим фактором, определяющим уровень воздействия ГРЭС на Ириклинское водохранилище, является тепловое загрязнение.

С точки зрения технического водоснабжения Ириклинской ГРЭС, установка энергоблоков ПГУ-325 с одновременным выводом из эксплуатации блоков мощностью 300 МВт является природоохранным мероприятием по сравнению с действующей ГРЭС, так как:

- уменьшается расход циркуляционной воды станции

с 93,6 м3/с до 82,8 м3/с - летом, и с 73,60 м3/с до 67,80 м3/с - зимой;

- снижается количество сбрасываемого в Ириклинское водохранилище тепла и несколько уменьшается его перегрев, и тем самым снижается отрицательное воздействие на водохранилище-охладитель и окружающую среду.

12.2 Охрана и рациональное использование земельных ресурсов

Ириклинская ГРЭС размещается на территории Новоорского района Оренбургской области на берегу Ириклинского водохранилища. Площадка строительства размещается на территории существующей Ириклинской ГРЭС в районе временного торца главного корпуса. Все проектируемые здания и сооружения размещаются в пределах существующего отвода земель ГРЭС и дополнительного отвода земель не требуется.

Территория расположения Ириклинской ГРЭС освоена, техногенно трансформирована, плодородный слой отсутствует, в соответствии с ГОСТ 17.5.1.02-85 Классификация нарушенных земель для рекультивации» и ГОСТ 17.5.3.05-84 «Рекультивация. Общие требования к землеванию» работы по рекультивации и использованию плодородного слоя не проводятся.

В целях уменьшения пылеобразования и загрязнения автодороги и тротуары асфальтируются. На незастроенной территории предусматривается устройство газонов.

12.3 Отходы производства

Основными источниками воздействия на окружающую среду являются земляные работы, строительство дорог, строительство зданий на площадке, эксплуатация оборудования (большегрузных машин, землеройных машин, машин дорожного строительства).

Выполнение перечисленных работ вызывает запыленность атмосферы, загрязнение атмосферы выхлопами от механизированной техники, исчезновение растительности, появление строительного мусора, необходимость разработки карьеров грунта.

Уменьшение и исключение отрицательных воздействий на окружающую среду при производстве строительно-монтажных работ в значительной мере зависит от соблюдения правильной технологии и культуры строительства. К таковым можно отнести выполнение следующих основных условий:

- для обеспечения водой используются существующие сети хозяйственно-питьевого и пожарно-технического водоснабжения;

- для отведения хозбытовых стоков используются существующие сети хозбытовой канализации;

- для исключения эрозионных процессов при проведении строительных работ необходима организация и отвод поверхностного стока с территории расширения;

- установка на строительных площадках и стоянках автомашин и механизмов специальных контейнеров для бытовых, производственных и строительных отходов и мусора, по мере их заполнения осуществляется их вывоз в места, согласованные с местными органами ГСЭН;

- регулировка двигателей машин и механизмов, используемых при производстве строительно-монтажных работ с целью уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу с отработанными газами;

- использование только специальных, предназначенных для данных целей установок для обогрева помещений, подогрева воды и материалов;

- обязательное соблюдение границ территорий, отводимых под строительство;

- слив горюче-смазочных материалов в местах размещения строительной техники производить только в специально отведенных и оборудованных для этих целей местах, исключающих загрязнение окружающей среды;

- строгое соблюдение и выполнение проектных решений по укреплению и закреплению откосов и выемок до наступления весенних паводков и таяния снега;

- строгое соблюдение правил противопожарной безопасности при производстве строительно-монтажных работ в бытовых и административных помещениях.

После окончания строительства на площадках производится:

- демонтаж всех временных устройств и сооружений;

- засыпка и послойное трамбование рытвин и ям, возникших в результате проведения строительных работ;

- планировка всех искусственно созданных в процессе выполнения строительных работ выемок с целью исключения скопления воды и образования заболоченных участков;

- уборка строительного мусора и отходов с вывозом их в места, согласованные с местными органами охраны природы и ГСЭН;

- выборочное удаление слоя почво-грунтов в местах непредвиденного загрязнения его нефтепродуктами и другими загрязняющими веществами с вывозом его в места, согласованные с ГСЭН, и заменой незагрязненным грунтом.

12.4 Шумовое воздействие

Для достижения требуемых уровней звукового давления шума на рабочих местах главного корпуса и на территории промплощадке должен быть произведен расчет уровней звукового давления в расчетных точках и по величине требуемого снижения шума в этих точках должны намечаться мероприятия по его снижению до допустимых уровней.

Основным источником шума является оборудование главного корпуса. Для снижения уровней звукового давления шума, в первую очередь, при заключении договоров на поставку оборудования в технических условиях необходимо оговаривать требования о непревышении уровня звукового давления, равного 80 дБА.

В качестве комплексной защиты от шума принимаются следующие архитектурно-планировочные решения, включающие в себя:

- планировочные решения главного корпуса, при котором помещения с постоянным пребыванием обслуживающего персонала отделяются от шумных помещений звукоизолирующими стенами из материалов со звукоизоляцией. Входы в эти помещения выполняются через тамбуры с дверьми, имеющими уплотняющие прокладки;

- в помещениях управления предусматривается звукопоглощающая облицовка стен перфорированными алюминиевыми рейками со звукопоглощающими матами из супертонкого минерального волокна.

13. Технико-экономические показатели ГРЭС

Обоснование полной величины капитальных вложений в проект.

В данном дипломном проекте производится расширение Ириклинской ГРЭС вводом двух ПГУ-325.

Основные технические характеристики двигателя ГТД-110:

электрическая мощность - 110 МВт;

электрический КПД - 36%;

назначенный ресурс в базовом режиме - 100000 ч.

Кроме двух ГТУ-110 устанавливаются два котла утилизатора паропроизводительностью по 200 т/ч и паровая турбина К-110-6,5.

По Кгту = 280 долл./кВт и электрической мощности определяется стоимость двух ГТУ:

Кгту = 2 · 110 · 103 · 280 = 61600000 долл = 1.724.800 тыс. руб.

Стоимость двух котлов - утилизаторов:

Кку = 0,3 · Кгту = 0,3 · 61600000 = 18480000 долл = 517.440 тыс. руб.

По Кт = 140 долларов/кВт определяем стоимость паровой турбины:

Кк-110 = 110000 · 140·28 = 431.200 тыс. руб.

Стоимость основного оборудования:

КВоб = Кгту + Кку + Кк-110;

КВоб = 1724800 + 517440 + 431200=2.673.440 тыс. руб.

По Доб = 0,6, определяем суммарные капиталовложения:

?КВ = КВоб / Доб,

?КВ = 2673440/0,6 = 4.455.733 тыс. руб.

Общие удельные капиталовложения:

Куд =КВ / ДNэ;

Куд = 4455733000/330000 = 13502,2 руб./кВт.

Определение дополнительных отпусков тепловой и электрической энергии.

Дополнительная установленная электрическая мощность:

ДNэ = 2 · 110 + 110 = 330 МВт.

Число часов использования дополнительной установленной электрической мощности hэ = 6500 часов/год.

Дополнительная годовая выработка электроэнергии:

ДЭвыр = ДNэ · hэ ;

ДЭвыр = 330 · 103 · 6500 = 2.145.000 тыс. кВт.ч/год.

Принимая коэффициент собственных нужд сн = 0,05, дополнительный годовой отпуск электроэнергии будет равен:

ДЭотп = ДЭвыр · (1-сн),

ДЭотп = 2145000 · (1-0,05) = 2.037.750 тыс. кВт.ч/год.

Установленная тепловая мощность ГРЭС увеличивается на 50 Гкал.

Число часов использования дополнительной тепловой мощности

hт = 6500 ч/год. Дополнительная годовая выработка тепла составит:

ДQвыр = ДQт · h = 50 · 6500 = 325000 Гкал/год.;

Коэффициент собственных нужд сн = 0,04;

ДQотп = 325000 · (1-0,04) = 312000 Гкал/год.

Годовой расход условного топлива:

bэ = 0,123/Юэ = 0,123/0,36 = 0,3417 кг у.т./кВт.ч.

Gкс = bэ · Nэ = 0,3417 · 2 · 110000 = 75174 кг у.т./час

В = Gукс · 6500 = 488631000 кг у.т./год.=488631 т у.т./год

Годовые затраты на топливо определяются исходя из стоимости условного топлива Цут= 900 руб./т.у.т. = 32 долл./т.у.т.

Ит = 488631 · 900 = 439.767,9 тыс. руб./год.

Годовые затраты на оплату труда обслуживающего персонала:

Изп = nу · Nу · ЗПм · 12;

nу = 0,6 - штатный коэффициент;

ЗПм - среднемесячная заработная плата;

ЗПм = 10000 руб./месяц;

Изп = 0,6 · 330 · 10000 · 12 = 237.600 тыс. руб./год.

Начисление на фонд заработной платы единого социального налога

ЕСН = 26% от ФЗП;

Иесн = Изп · 0,26 = 237600 · 0,26 =61.776 тыс. руб./год.

Амортизационные отчисления по объектам основных производственных фондов:

ИА = ?КВ · NA = 4455733 · 0,08 = 356.458,6 тыс. руб./год.

Прочие затраты:

Ипр = (Ит + Изп) · 36 · 0,01 = (439.767,9 + 237.600) · 0,36 = 243.852,444 тыс. руб./год.

Суммарные годовые эксплуатационные затраты:

И = Ит + Изп + ИЕСН + ИА + Ипр ,

И = 439.767,9 + 237.600 + 61.776 + 356.458,6 + 243.852,444 = =1.339.454,944 тыс. руб./год.

Определение показателей себестоимости электрической и тепловой энергии для расширяемой части ГРЭС.

Общий объем выработки:

W = Э + Qт = 2.037.750 + 362.856 = 2.400.606 тыс. кВт.ч/год.

Относительные доли электрической и тепловой энергии от их общего произведенного объема:

вэ = Э/W =2037750 / 2400606 = 0,85,

вт = Qт/W =362856 / 2400606 = 0,15 .

Определение расхода условного топлива при варианте раздельного производства вырабатываемой электрической и тепловой энергии на КЭС и в районной котельной. Удельный расход условного топлива на КЭС:

В = 0,316 кг.у.т/кВт.ч, и КПД районной котельной Юр.к. = 0,82.

Годовой расход условного топлива на КЭС:

В = Экэс · b = 2037750· 0,316 = 643.929 тыс. кг у.т./год .

Удельный расход условного топлива в котельной:

bт = 143/1163 · Юр.к. = 143/1163 · 0,82 = 0,14995 кг у.т./кВт.ч.

Годовой расход условного топлива в районной котельной:

Вкот = Qт · bт = 362856000 · 0,14995 = 54410257,2 кг у.т./год.

Годовой расход условного топлива при раздельной выработке:

Ву = В + Вкот ,

ВУ = 643929000 + 54410257,2= 698339257,2 кг.у.т./год.

Определяем величину возможной экономии топлива при комбинированной выработке энергии на ГРЭС:

ДВ = ВУ - В = 698339257,2 - 488631000 = 209708257,2 кг.у.т./год.

Экономия топлива, распределенная по видам вырабатываемой энергии.

ДВэ = ДВ · вэ =209708257,2 · 0,85 = 178252018,62 кг.у.т./год,

ДВт = ДВ · вт = 209708257,2 · 0,15 = 31456238,58 кг.у.т./год.

Среднегодовые значения удельных расходов топлива на ГРЭС:

на выработанную электроэнергию:

bэ = (Вкэс - ДВэ)/Э,

bэ = (643929000 - 178252018,62)/ 2037750000 = 0,229 кг.у.т./кВт.ч;

на выработанную тепловую энергию:

bт = (Вкот - ДВт)/Qт ;

bт = (54410257,2 -31456238,58)/ 362856000 = 0,06 кг.у.т./кВт.ч.

Расчетные годовые расходы топлива на ПГУ-ГРЭС:

В= Э · bэ = 2037750000 · 0,228 = 464607000 кг.у.т./год.

В= Qт · bт = 362856000 · 0,06 = 21771360 кг.у.т./год.

Условное значение суммарного расхода топлива:

В= В+ В;

В= 464607000 +21771360 = 486378360 кг.у.т./год..

Скорректированные доли расходов топлива на электрическую и тепловую энергию:

э = В/ В=464607000 /486378360= 0,955,

т = В/ В=21771360 /486378360= 0,045.

Годовые издержки ПГУ-ГРЭС, относимые на производство электроэнергии:

Иэ = э · И = 0,955 · 1339454944 = 1.279.179,472 тыс. руб./год.

на тепловую энергию:

Ит = т · И = 0,045 · 1339454944 = 60.275,472 тыс. руб./год..

Себестоимость электроэнергии:

Sэ = Иэ/Э = 1279179472/ 2037750000 = 0,627 руб./кВт.ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Sт = Ит/Qт = 60275472/ 362856000 = 0,166 руб./Гкал.

Анализ инвестиционного проекта по программе Альт-инвест смотреть в таблице.

Заключение

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

2. Анализируя эффективность проекта без учета внешнего коммерческого финансирования, необходимо отметить, что простой срок окупаемости капитальных вложений составит 6,6 года, а дисконтированный срок окупаемости 9,1 лет ( при внутренней норме прибыли IRR = 15,9 и Е = 10,0).

3. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) представляет собой разницу между суммой приведенных эффектов и дисконтированной к тому же моменту времени величиной капитальных вложений.

Полученное значение ЧДД = 1117486 тыс. руб. говорит о том, что ЧДД 0, проект является эффективным и может рассматриваться вопрос о его принятии.

4. Расчетное значение оценочного показателя IRR или внутренняя норма доходности ВНД = 15,9 говорит о том, что при Е = 12 сумма дисконтируемых эффектов будет равен дисконтированным капитальным вложениям. ВНД = 15,9 - это предельно допустимая стоимость денежных средств, которые могут привлекаться для финансирования проекта.

5. Если для реализации проекта потребуется получение банковской ссуды, то значение ВНД = 15,9 показывает верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, выполнение которой делает проект убыточным; т.е. для анализируемого проекта процентная ставка не должна быть свыше 15,9.

6. Расчетное значение рентабельности инвестиций (NPVR = 25,9) говорит о том, что по проекту ожидается 0,259 руб. чистого дисконтированного притока на каждый рубль дисконтированных инвестиционных расходов.

7. Полученные значения простого срока окупаемости капитальных вложений (ТОК = 6,6 года при Е = 12) показывает, что 6,6года необходимо для возмещение инвестиционных расходов. Это наглядно отображено на графике изменения накопленного дохода по временным интервалам.

Значение дисконтированного срока окупаемости ( ТОК(Д) = 10,0 года для Е = 12) показывает, что сумма эффектов, дисконтированных на момент завершения инвестиций через, 10,0 года будет равна сумме дисконтированных инвестиции.

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

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

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

14. Специальный вопрос

Модернизация системы автоматического регулирования.

В связи с интеграцией энергетики в Европу и появившимися новыми коммерческими отношениями между потребителями и производителями электроэнергии возникли новые требования к качеству отпускаемой электроэнергии. Так частота сети должна поддерживаться в диапазоне 50 ±0,05Гц, а нагрузка энергоблоков отличаться от диспетчерского графика не более чем на 2%. Все это предъявляет новые требования как к системе автоматического регулирования (САР) турбин, нечувствительность которых должна быть не более 0,01Гц, так и к энергоблоку в целом, маневренность которого должна позволять выдерживать заданный график нагрузки и адекватно реагировать на изменения частоты в сети.

Существует несколько вариантов модернизации САР разных фирм. Остановимся на наиболее выгодном варианте предлагаемым фирмами АВВ, ССС и «Интеравтоматика», заключающемся в управлении электронным регулятором скорости непосредственно отсечными золотниками сервомоторов регулирующих клапанов посредством электромагнитных преобразователей (ЭМП).

На Ириклинской ГРЭС установлено 8 энергоблоков с турбинами К-300-240 ЛМЗ с семиклапанным парораспределением. САР турбины состоит из следующих узлов:

- безшарнирный регулятор скорости РС-3000;

- блок золотников регулятора скорости (блок ЗРС);

- промежуточный золотник;

- электрогидравлический преобразователь (ЭГП);

- семь сервомоторов регулирующих клапанов высокого давления (РК ВД);

- два сервомотора регулирующих клапанов промперегрева (РК СД);

- два сервомотора сбросных клапанов;

- система защиты от разгона турбины;

- система огнестойкой жидкости.

Рабочей жидкостью является огнестойкое масло ОМТИ. Масло из бака, пройдя через встроенные охладители, подается двумя насосами НВР-45-36 (один является резервным) к узлам регулирования под давлением 48 кг/см2. Слив со всех узлов осуществляется в этот же бак.

Работа системы регулирования: сигнал об изменении оборотов турбины от РС поступает в блок ЗРС, где преобразуется в гидравлический, а затем в промежуточный золотник. В промежуточном золотнике сигнал усиливается и в виде импульсного давления Ри пересылается к отсечным золотникам сервомоторов всех регулирующих клапанов. Обратная связь по положению каждого клапана осуществляется с помощью системы рычагов и подвижной буксы золотника. Ручное изменение положения регулирующих клапанов производится воздействием на блок ЗРС с помощью двигателя с блочного щита или по месту маховиком. Порядок открытия РК настраивается посредством изменения предварительного натяжения пружин отсечных золотников сервомоторов. Характеристика открытия каждого клапана определяется профилем кулачков обратных связей.

В процессе модернизации САР выполняются следующие работы:

- системы защиты и огнестойкой жидкости не меняются;

- регулятор скорости демонтируется, а вместо него «сажается» зубчатое колесо на вал турбины и устанавливаются три электронных датчика оборотов;

- блок ЗРС и промежуточный золотник остаются, но перестают управлять РК, а выполняют только защитные функции;

- ЭГП демонтируется;

- обратные связи сервомоторов РК демонтируются, а взамен на каждый сервомотор устанавливается ЭМП для управления подвижной буксой отсечного золотника.

- на каждый сервомотор РК устанавливаются датчики перемещения, с помощью которых осуществляется обратная связь по положению РК.

На модернизированной САР управление клапанами производится от электронного регулятора скорости через программно-технический комплекс (ПТК) и ЭМП.

Преимущества модернизированной САР перед старой:

1. Нечувствительность САР по частоте достигается менее 0,001Гц (на старой порядка 0,05-0,15Гц).

2. Практическая независимость от качества ОМТИ (перестановычные усилия ЭМП при любой величине сигнала не менее 400кг, а в старой схеме эти усилия зависели от величины сигнала, чем меньше сигнал, тем меньше усилия и при не качественном ОМТИ это сильно сказывалось на нечувствительности, особенно в блоке ЗРС и промзолотнике.).

3. Возможность перенастройки САР при работающем энергоблоке (на старой только при остановленном энергоблоке).

4. Независимость результатов настройки от времени во время работы (появления люфтов, износа обратных связей, просадки пружин, температуры ОМТИ и др.).

5. Возможность получить практически идеальную линейную статическую характеристику (на старой этого невозможно добиться из-за большой сложности подгона характеристик клапанов).

6. Возможность автоматического «толчка» турбины.

7. Исключение снятия характеристики холостого хода.

Размещено на Allbest.ru

...