По отключающей способности

3.  По отключающей способности.

Проверяются:

1.  На симметричный ток отключения (I_п,t £ I_{отк.ном})

2.  На возможность отключения апериодической составляющей тока КЗ (i_a.t £ i_a.ном=Ö2 ×I_{отк.ном} × (1+b_ном), нормированное относительное значение апериодической составляющей b_ном определяем по [16]).

3.  На электродинамическую стойкость (I_п.о £ I_пр.с; i_у £ i_пр.с, где I_пр.с и i_пр.с - действующее и амплитудное значение предельного сквозного тока КЗ по каталогу соответственно).

4.  На термическую стойкость (В_к £ I²_T × t_T, где I_T– предельный ток термической стойкости по каталогу, t_T – длительность протекания тока термической стойкости, с).

Разъединители в отличие от выключателей выбираются по первому и второму пункту и проверяются только по электродинамической и термической стойкости.

Приведем пример выбора электрических аппаратов в распредустройстве 330 кВ. Остальные аппараты выбираются аналогично. Результаты их выбора занесём в таблицы 8.1 – 8.5. Весь расчет выполнен в соответствии с [ ]. Каталожные данные принимаем из [ ].

Первоначально определяем ток в распредустройстве 110 кВ:

, (8.7)

где P_ном – номинальная мощность генератора (МВт),

Тогда по формуле (4.1):

Максимальное значение тока в ячейке распредустройства:

(8.8)

Тогда кA

Таблица 8.1 Выключатель и разъединитель в распредустройстве 330 кВ.

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель ВНВ-330А-40/3150У1	Разъединитель РНДЗ-1-330/3200У1
Uуст=330 кВ	Uном=330 кВ	Uном=330 кВ
Imax=0,692 кА	Iном=3,15 кА	Iном=3,2 кА
Iп,t=14,9 кА	Iотк.ном=40 кА	-
Ö2 Iп,t +ia.t=40,13 кА	Ö2 ×Iотк.ном × (1+bном)=62,3 кА	-
Iп.о=15,66 кА	Iпр.с=50 кА	-
iу=43,63 кА	Iпр.с=128 кА	iпр.с=160 кА
Вк=83,38 кА2×с	I2T × tT=6400 кА2×с	I2T × tT=7938 кА2×с

На РУ 110 кВ выбираем выключатели типа ВВБК-110Б-50/3150У1 и разъединители типа

РНДЗ.1-110/3200У1.

8.4 Выбор измерительных трансформаторов 8.4.1 Выбор трансформаторов тока

Трансформаторы тока выбирают:

- по напряжению установки:

, (8.9)

- по току:

, (8.10)

Номинальный ток должен быть как можно ближе к рабочему току установки, так как недогрузка первичной обмотки приводит к увеличению погрешностей;

- по конструкции и классу точности:

- по электродинамической стойкости:

(8.11)

где i_у - ударный ток КЗ по расчету;

 к_д - кратность электродинамической стойкости;

 Iном - номинальный первичный ток трансформатора тока;

Электродинамическая стойкость шинных трансформаторов тока определяется устойчивостью самих шин распределительного устройства, вследствие этого такие трансформаторы по этому условию не проверяются;

- по термической стойкости:

, (8.12)

где Вк- тепловой импульс по расчету;

 к_{т -} кратность термической стойкости по [ ],

 t _т - время термической стойкости по [ ].

- по вторичной нагрузке:

Z₂ £ Z₂ном, (8.13)

где Z₂ - вторичная нагрузка трансформатора тока;

Z₂ном - номинальная допустимая нагрузка трансформатора тока в выбранном классе точности.

Для примера приведём выбор трансформатора тока в цепи генератора ТВВ – 320 – 2. Так как участок от выводов генератора до стены турбинного отделения выполнен комплектным токопроводом ГРТЕ – 20 – 12000 - 300, то выбираем трансформаторы тока, встроенные в токопровод [ ], ТШ 20-12000/5.

8.4.2 Выбор трансформаторов напряжения

Трансформаторы напряжения выбираются:

- по напряжению установки

, (8.17)

- по конструкции и схеме соединения обмоток;

- по классу точности;

- по вторичной нагрузке

, (8.18)

где  — номинальная мощность в выбранном классе точности.

Для примера приведём выбор трансформатора напряжения в цепи потребителя 6.3кВ.

Таблица 8.7 Вторичная нагрузка трансформатора напряжения

Нименование прибора	Тип прибора	Sодн.обм.	Nкат	Cos j	Sin j	Колич. Приборов	Мощн. Вт	Мощн. ВА
Счётчик активной энергии	СА3 – И681	2.5	2	0,38	0,925	4	20	48,68
Счётчик активной энергии	СР4 – И679	4	2	0,38	0,925	4	32	77,89

Суммарная вторичная нагрузка трансформатора напряжения:

S_2S= , (8.19)

Тогда

S_2S==136.8 ВА

Выбираем трансформатор напряжения типа 2НОМ-10.

Условие 8.11 выполняется (6,3 < 10).

По условию 8.12 ТН также проходит ().

8.5 Описание конструкции ОРУ-330кВ

Для схемы с полутора выключателями применяется компоновка с трехрядной установкой выключателей. По территории ОРУ предусматриваются проезды для возможности механизации монтажа и ремонта оборудования. В таком ОРУ необходимо сооружение дорог вдоль трех рядов выключателей, что значительно увеличивает длину ячеек(157,4 м). Расстояние между фазами выключателей 330 кВ принимается 7.5-8 м для того, чтобы автокран мог подъехать к любой фазе во время монтажа или ремонта. Под силовыми трансформаторами, масляными реакторами, баковыми выключателями предусматривается маслоприемник, укладывается слой гравия, и масло стекает в аварийных случаях в маслосборники. Кабели оперативных цепей, цепей управления, релейной защиты, автоматики и воздухопроводы прокладываются в лотках из железобетонных конструкций без заглубления их в почву. ОРУ ограждаются.

 Сборные шины выполнены жесткими, что облегчает их монтаж. Сборные шины выполнены трубами, закрепленными на изоляторах, которые установлены на железобетонных опорах высотой 4.6 м. Шинные разъединители ниже сборных шин, причем все три полюса под средней фазой. Разъединители шинных аппаратов и линейные крепятся на опорных конструкциях высотой 2.5 м. Кабели и воздухопроводы проложены в лотках из железобетонных плит, которые одновременно служат пешеходными дорожками. В местах пересечения с дорогой лотки прокладываются под проезжей частью дороги.

9. Охрана окружающей среды

В процессе сжигания топлива минеральные примеси и несгоревшие органические остатки переходят в поток газов во взвешенном состоянии и загрязняют атмосферу, оказывают вредное воздействие на живые организмы, увеличивают износ механизмов, вызывают коррозию металлов, разрушают строительные конструкции зданий и сооружений.

9.1 Выбросы оксидов серы.

Массовый выброс SO₂ и SO₃ в атмосферу в пересчете на SO₂ при отсутствии специальных сероулавливающих устройств рассчитывается по формуле:

;

где: S^P - содержание серы в топливе;

- доля оксидов серы, связываемых летучей золой в котлах;

- доля оксидов серы, улавливаемых в золоулавителе.

г/с.

9.2 Выбросы оксидов азота.

Массовый выброс оксидов азота в атмосферу в пересчете на NO₂ с дымовыми газами котла расчитывается по формуле:

;

где: k - коэффициент, характеризующий выход оксидов азота;

b₁ - коэффициент, учитывающий влияние на выход оксидов азота качества сжигаемого мазута;

e₁, r - коэффициенты, характеризующие эффективность воздействия рециркуляции газов, подаваемых в наружный канал горелок;

b₂ - коэффициент, учитывающий конструкцию горелок (прямоточные);

b₃ - коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления;

e₁ - коэффициент, характеризующий снижение выбросов при двухступенчатом сжигании топлива.

В-расход натурального топлива за рассчитываемый период, г/с

9.3 Выбросы оксидов ванадия

Массовый выброс оксидов ванадия в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

где: - содержание оксидов ванадия в сжигаемом мазуте определяется по формуле:

;

г/с.

9.4 Выбросы оксида углерода

Массовый выброс оксидов углерода в пересчете на пентаксид ванадия вычисляем по формуле:

;

где: С_СО - выход оксида углерода при сжигании мазута определяемый по формуле

кг/т, тогда:

г/с.

9.5 Выбросы канцерогенных веществ

Среди продуктов сгорания топлива наибольшей канцерогенной активностью обладает бенз-а-пирен C₂₀H₁₂, представляющий собой твёрдое кристаллическое вещество в виде игл медно-желтого цвета. Бенз-а-пирен принято считать своеобразным индикатором канцерогенной среды. Кроме него в продуктах сгорания содержатся и другие ароматические углеводороды, но они обладают более слабыми канцерогенными свойствами.

Для расчета выбросов бенз-а-пирена ориентировочно принимаем его концентрацию q_БП = 10 мгк/ 100 м³. Тогда выброс БП в атмосферу определим как:

,

где:

м³/с

- объемный расход уходящих газов.

г/с.

9.6 Расчет и выбор дымовой трубы

Высоту дымовой трубы выберем по условиям отвода газов и рассеивания содержания в них SO₂, NO₂, летучей золы и других вредных выбросов выбираем при работе ТЭЦ на мазуте:

,

где: - для одноствольной трубы;

А=160 - коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы ( для РБ);

m=0,9 при w₀=20 м/с - коэффициент учитывающий условия выхода газов из устья трубы;

г/с

- массовый суммарный выброс SO₂ и NO₂;

F=1 - коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примесей в атмосфере;

ПДК - предельно допустимые концентрации;

C_Ф - фоновые концентрации;

DT=138-30=108 ^оС

- разность температур выбрасываемых газов и воздуха в самый жаркий месяц в полдень.

Тогда высота дымовой трубы:

 м.

Принимаем трубу стандартной высоты 180 м.

Определим внутренний диаметр трубы на выходе:

м.

Снижение выбросов азота на ТЭЦ и одновременно других вредных газообразных веществ достигается применением рециркуляции дымовых газов, двухступенчатым сжиганием топлива, применением конструкций горелок реализующих ступенчатый метод сжигания топлива, применением присадок.

10. Выбор и описание компоновки главного корпуса

Компоновкой главного корпуса ТЭЦ называют взаимное расположение отдельных помещений, оборудования в строительных конструкциях. Компоновка главного корпуса обеспечивает надежную, безаварийную, безопасную и удобную эксплуатацию оборудования, возможность его ремонта, удобство монтажа, высокую механизацию работ, соблюдение санитарно-гигиенических и противопожарных требований, экономичность сооружения, удобство расширения станции.

На проектируемой ТЭЦ принимаем закрытую компоновку главного корпуса. Для корпуса ТЭЦ используем сборный железобетонный каркас, состоящий из колонн, опирающихся на монолитный фундамент. Шаг по колоннам - 12 метров. Машинный зал разделяют по высоте на две части: верхнюю, в которой находятся турбоагрегаты и нижнюю, в которой находится вспомогательное оборудование - конденсаторы турбин, регенеративные подогреватели, конденсатные и питательные насосы, трубопроводы охлаждающей воды и др.

В вверху машинного зала устанавливается мостовой электрический кран с основным крюком грузоподъемностью 50 т и малым крюком с грузоподъемностью 10 т. В перекрытии нижнего отделения устанавливаются проемы для обслуживания краном вспомогательного оборудования.

Размещение турбоагрегата островное - вокруг и вдоль стен устроены галерки и проходы. Размещение поперечное, при этом параллельные оси турбоагрегатов и машинного зала перпендикулярны. Турбоагрегаты размещаются турбинами со стороны котельной, а электрическими генераторами со стороны наружной стены машинного зала. Предусмотрена монтажная площадка на уровне пола конденсационного этажа.

 В котельном отделении котлы устанавливаются в бесподвальном помещении на собственном каркасе. Устанавливаем один мостовой кран, предназначенный для монтажа и эксплуатации оборудования. На нескольких отметках предусматриваются ремонтные зоны. В котельное отделение проведены железнодорожные пути и обеспечен подъезд автотранспорта.

Внутренние колонны машинного зала и котельной соединяются между собой в пределах промежуточного помещения соединительными балками. Это обеспечивает устойчивость главного корпуса против ветровой нагрузки.

Воздухоподогреватели и дымососы устанавливаются на открытом воздухе возле наружной стены котельной. Регенеративные подогреватели устанавливаются по бокам турбины. Сетевые подогреватели размещаются с учетом трассировки трубопроводов.

В деаэраторном отделении устанавливаются деаэраторы питательной воды. Один его этаж занят кабельной подстанцией, а другой - трубопроводами РОУ и БРОУ. Здесь же располагается распределительное устройство собственных нужд.

11. Выбор и описание генерального плана ТЭЦ

План размещения сооружений на территории называют генеральным планом электростанции. При размещении соблюдаются: санитарно-гигиенические, противопожарные правила и нормы. Учтено преобладающее направление ветра, характеризуемое "розой ветров".

Сооружения электростанции размещаются так, чтобы обеспечить удобную связь их с топливной и водной базами, потребителями тепловой и электрической энергии. Обязателен также удобный подъезд и подвод железобетонных путей, автомобильных дорог для подвоза топлива, оборудования и материалов.

Территория ТЭЦ разбита на четыре функциональные зоны:

·  зона основных производственных зданий (главный корпус и технологически связанные с ним открытые установки трансформатроров, ЗРУ 110 кВ, сооружения циркуляционного водоснабжения, мазутное хозяйство);

·  зона ХВО;

·  зона складских и вспомогательных зданий;

·  бытовая зона.

Административно-бытовой корпус соединен с главным корпусом проходной галеркой, сооруженной на уровне основного оборудования. ЗРУ располагается вдоль фасада, а градирни со стороны торца главного корпуса.

ХВО, склад реагентов и другие вспомогательные помещения расположены со стороны торца главного корпуса и ПВК. ПВК расположена напротив котельного отделения главного корпуса.

Мазутное хозяйство отделяют от площадки ТЭЦ железнодорожные пути. На территории развитая сеть автомобильных дорог, обеспечивающая эксплуатацию между зданиями и сооружениями, а через подъездную дорогу - с городом. К главному корпусу, мазутному хозяйству, скуладу химреагентов, материальным складам подведены постоянные транспортные линии.

Территория электростанции благоустраивается и озеленяется. Дороги асфальтируются, на выезде из ТЭЦ (проходная) оборудуется автостоянка и автобусная остановка.

Все здания и сооружения размещаются в пределах основной ограды электростанции.

Таблица 10.1.

Основные показатели генерального плана

Наименование	Единица измерения	Значение
1. Площадь участка ТЭЦ в ограде	га	21,1
2. Площадь по зданиям и сооружениям	га	10,8
3. Коэффициент застройки	%	51,0
4. Площадь, занятая транспортными магистралями	%	17,0
5. Коэффициент использования территории	%	80
6. Протяженность ограждения	км	2,03

12. Охрана труда 12.1 Размещение тепловой электростанции

Площадка ТЭЦ расположена в непосредственной близости от тепловых потребителей и промышленного узла.

Рельеф площадки электростанции ровный, разность высот в отдельных ее местах не превышает 2м.

Территория электростанции имеет надежный прочный грунт, допускающий давление на него от строительных сооружений примерно не менее 0,25 МПа. Уровень грунтовых вод ниже уровня залегания фундаментов зданий и оборудования и низа подвалов. Грунтовые воды по химическому составу не агрессивны и не вызывают коррозии подземных частей зданий и сооружений.

Важным фактором для правильного размещения сооружений электростанции на генплане является господствующее направление и сила ветра, характеризуемые «розой ветров». Градирни расположены относительно ОРУ так, что господствующий ветер сносит паровое облако над градирнями в сторону противоположную от него. Расположение ТЭЦ по отношению к жилому фонду также сообразуется с «розой ветров». Из-за её расположения в 30 км. от границ аэродрома, дымовая труба сделана высотой не более 180м.

Размещение зданий и сооружений ТЭЦ, расстояния между ними соответствуют нормам СН и П 2-89-80.(Табл. 13.1). В частности, по противопожарным нормам на станции склад мазута сооружен в отрыве от остальных сооружений на специально выделенной и огороженной территории. Планировка площадки предприятия обеспечивает наиболее благоприятные условия для производственного процесса и труда на предприятии, рациональное и экономное использование земельных участков и наибольшую эффективность капитальных вложений.

Таблица 12.1 Минимальные расстояния между зданиями и сооружениями в зависимости от степени их огнестойкости (СН и П 2-89-80)

Степень огнестойкости зданий и сооружений	Расстояния между зданиями и сооружениями
	I – II	III	IV – V
I – II	Не нормируется для зданий и сооружений с производ - ствами категорий Г и Д. 9 – для категорий АБВ и Е	9	12
III	9	12	15
IV – V	12	15	18

Расходные склады ядовитых сильнодействующих веществ (СДЯВ)- серной и соляной кислот, аммиака, гидразина, хлора, размещаемые на площадке ТЭЦ, спроектированы в соответствии со следующими требованиями: расходные склады СДЯВ размещены в помещениях химводоочистки и складов реагентов, в которых потребляются СДЯВ; расходный склад хлора емкостью до 2т размещен в отдельном помещении хлоратор ной установки.

Подъездная автомобильная дорога, связывающая площадку ТЭЦ с внешней сетью автомобильных дорог, и дорога, связывающая главный корпус с административным, спроектированы на две полосы движения с усовершенствованным капитальным покрытием. Гараж предприятия предусмотрен только для автомобилей ТЭЦ на 16 грузовых автомашин.

Все здания, сооружения и другие объекты электростанции соединены автодорогами шириной 3,5м, а проезды для пожарных автомобилей вокруг открытого распределительного устройства имеют ширину 6м. Въезды автотранспорта в машинное, котельное и дымососное отделения главного корпуса предусмотрены со стороны постоянного и временного торцов.

Производственные вспомогательные и складские здания объединены в более крупные здания т.к. это объединение экономически целесообразно и допустимо по технологическим и строительным, санитарно-гигиеническим, противопожарным нормам, а также условиям безопасности.

Расстояния от края проезжей части автомобильной дороги до стен зданий не превышают 25м. Территория ТЭЦ не разделяется на обособленные участки железнодорожными или автомобильными дорогами общего назначения. Расстояние между башенными градирнями составляет 20м., а от них до линий электропередачи и ОРУ 35м.

К сливному устройству мазутного хозяйства и складам химреагентов осуществлен подвод железнодорожных путей.

Главный вход на предприятие предусмотрен со стороны основного подхода и подъезда работников к предприятию. В состав административно-бытового корпуса входят столовая, учреждения управления производством, медпункт, прачечная, душевые, раздевалки. На территории предприятия для работников мазутного хозяйства предусмотрен пассажирский транспорт.

Перед проходным пунктом и входами в бытовые помещения, столовую и административное здание предусмотрены площадки для пользующихся этими объектами из расчета не более 0,15м² на 1 человека наиболее многочисленной смены. С территории ТЭЦ предусмотрено 4 выезда

Площадь участков, предназначенных для озеленения, составляет не менее 10% площадки ТЭЦ, на участках без твердого покрытия предусмотрен посев травы.

Для древесно-кустарниковых насаждений на площадке и в санитарно – защитной зоне применены местные виды растений с учетом их санитарно –защитных и декоративных свойств и устойчивости к вредным выбросам, выделяемым ТЭЦ.

Ограждение площадки ТЭЦ выполнено из железобетонных плит высотой 2м, а ограждение ОРУ – стальное, сетчатое.

12.2 Объемно – планировочные и конструктивные решения по главному корпусу

Главный корпус тепловой электростанции – это главное ее здание, внутри которого размещается основное и связанное с ним вспомогательное энергетическое оборудование, осуществляющее главный технологический процесс преобразования теплоты сгорания топлива в электрическую энергию.

В главный корпус подается топливо мазут, подлежащее использованию, вода из градирни для охлаждения отработавшего пара турбин и для других целей и т. д. Из главного корпуса отводятся: охлаждающая вода после конденсаторов, дымовые газы парогенераторов (в дымовую трубу), а также конечная продукция электростанции - электрическая энергия, и тепловая энергия с паром, и горячей водой.

В главном корпусе и во всех зданиях на ТЭЦ соблюдаются следующие требования: а) продольные оси здания и световых фонарей ориентированы в пределах от 45 до 110° к меридиану; б) продольные оси аэрационных фонарей и стены зданий с проёмами, используемыми для аэрации помещений, ориентированы в плане перпендикулярно или под углом не менее 45° к преобладающему направлению ветров летнего периода года.

Главный корпус является многопролетным зданием, в котором каждый пролет предназначен для размещения однотипного оборудования. Главный корпус состоит из машинного, деаэраторного, котельного и дымососного отделений.

Деаэраторное отделение сооружено в виде этажерки, образующей пространственную раму, на которую передаются горизонтальные усилия, действующие поперек здания (от ветра и торможения мостовых кранов).

Оборудование главного корпуса расположено в соответствии с технологической последовательностью, что сокращает протяженность коммуникаций.

В компоновке главного корпуса учтены требования, связанные с ремонтными работами: наличие ремонтных площадок между агрегатами и у торцов здания, возможность транспортирования оборудования с помощью кранов и напольных средств без нарушения безопасности обслуживания оборудования, находящегося в работе.

Высота машинного отделения и отметка установки деаэраторов определена так, чтобы обеспечивалась возможность транспортирования статора генератора мостовым краном.

Высота подвалов определяется диаметром циркуляционных водоводов с учетом диаметра труб, пересекающих водовод, и составляет 3м.

Поперечные температурные швы в главном корпусе располагаются между котлами.

Фундаменты под турбоагрегаты и турбогенераторы спроектированы с учетом требований СТП 34-03-73.

При нормальном режиме эксплуатации турбогенератора максимальное расчетное значение амплитуд вынужденных колебаний верхних блоков фундаментов в зонах опор подшипников не превышает 15 мкм.

Междуэтажные перекрытия, полы выполнены огнестойкими, водонепроницаемыми, ровными, нескользкими и легко очищаются от загрязнений.

Все проходы и проезды, выходы и входы хорошо освещены, свободны и безопасны для движения пешеходов и транспорта; в местах выхода из ворот и дверей зданий в зону движения железнодорожного и автомобильного транспорта установлены предупредительные плакаты.

Количество эвакуационных выходов из зданий не менее двух. Лестницы для эвакуации в главном корпусе предусмотрены наружными, у торцевой стены деаэраторного отделения - открытыми.

Монтажная площадка на участке ремонта трансформаторов имеет бетонное ограждение высотой 150мм, препятствующее растеканию трансформаторного масла, и маслосток для аварийного слива масла в подземный резервуар, расположенный вне машинного зала, емкостью не менее объема масла в трансформаторе.

Шахта лифта, расположенная в котельном отделении, ограждена металлическими сетками, а стена машинного отделения этого лифта выполнена пылегазонепроницаемой.

Ограждающие и несущие конструкции газоходов выполнены из индустриальных сборных железобетонных конструкций. Повороты газоходов плавные с исключением возможности образования завихрений дымовых газов.

В помещении главного и центральных щитов управления предусмотрены подвесные потолки из трудносгораемых материалов со встроенными светильниками.

Помещение аккумуляторных батарей размещено на нулевой отметке и имеет естественное освещение.

Температура нагретых поверхностей оборудования и ограждений на рабочих местах не превышает 45⁰С при температуре окружающего воздуха 25⁰С; температура на поверхности тепловой изоляции на других участках не превышает 45⁰С при теплоносителе температурой от 501 до 650⁰С, температура на поверхности обмуровки не превышает 55⁰С. «Холодные» наружные поверхности оборудования и трубопроводы, на которых может происходить конденсация водяных паров воздуха, имеют изоляцию.

Параметры вибрации на рабочих местах в производственных помещениях отвечают требованиям ГОСТ 12.1.012-98, а вибрация турбоагрегатов, возбудителей, электродвигателей не превышает допустимых значений, установленных «Правилами технической эксплуатации электрических установок потребителей».

Технологическое оборудование ТЭЦ обеспечивает содержание вредных выбросов в уходящих газах на уровне, соответствующем требованиям действующих ГОСТ 29328-92.

Предельно допустимая концентрация (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе, создаваемая выбросами ТЭЦ, ниже установленных в 1996 году Минздравом РБ нормативов.

Для снижения напряжения прикосновения при различных замыканиях выполнено защитное заземление, сопротивление контура заземления не превышает 0,5 Ом. Сопротивление заземляющего устройства не превышает 4 0м.

К контуру защитного заземления ТЭЦ подключены заземляющие провода молниезащиты и нулевые точки технологического электрооборудования, трансформаторов и пр.

В проекте ТЭЦ предусмотрена молниезащита объектов от прямых ударов и заноса зарядов в соответствии с РД 34.21.122-87.

12.3 Объемно – планировочные и конструктивные решения по мазутному хозяйству

Мазутное хозяйство состоит из приемно-сливного устройства, двухступенчатой мазутонасосной и мазутосклада вместимостью 2 резервуара со стационарной крышей вместимостью 30000м³ каждый. Данный склад относится ко II категории складов нефти и нефтепродуктов. Расстояние между резервуарами, до сливоналивных эстакад, мазутонасосной 30 м. Емкости склада соответствуют нормам по проектированию складов нефти и нефтепродуктов СН и П 2 –106-79. Каждый резервуар отделяется земляным валом высотой 1,3м и на расстоянии 6м от стенки резервуара. Для перехода через обвалование имеются две стационарные лестницы шириной 0,8м. Сливоналивная эстакада расположена на прямом горизонтальном участке железнодорожного пути. Площадка для эстакады имеет твёрдое водонепроницаемое покрытие, ограждённое по периметру бортиком высотой 0,25м, и уклоном 2% для стока жидкости к приёмным устройствам. По всей длине фронта открытой разгрузки цистерн с мазутом предусмотрена эстакада для обслуживания парового разогревательного устройства на уровне верха цистерн. Лестницы эстакады – несгораемые, расположены в торцах эстакады.

Приемно-сливные лотки для мазута закрытые со съемным покрытием. Участки покрытия в местах слива мазута открывающиеся, с устройством под ними предохранительных решеток с размером ячеек 150х150мм. По обеим сторонам приемно-сливных потоков выполнены бетонные отмостки. Уклон лотков принят 2%.

Внутренние двери помещений масляного и мазутного хозяйства имеют предел огнестойкости 0,75ч и открываются в обе стороны.

Полы в помещениях мазутного хозяйства выполнены из несгораемых и маслостойких материалов с уклоном не менее 0,5% к приямкам для сбора нефтепродуктов. Территория склада ограждена металлической сетчатой оградой. С его территории устроено два выезда на автомобильные дороги общего назначения. По границам резервуарного парка, между группами резервуаров и для подъезда к площадкам сливоналивных устройств спроектированы проезды с проезжей частью шириной 4,0м.

12.4 Отопление и вентиляция

Системы отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха соответствуют требованиям главы СН и П 2.04.05-86 по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования.

Температура и относительная влажность воздуха в рабочей зоне производственных помещений ТЭЦ соответствуют данным из таблицы 14.3.

Таблица 13.3. Температура и относительная влажность воздуха в рабочей зоне производственных помещений ТЭС.

Наименование помещений	Температура воздуха, 0С		Относительная влажность воздуха, %
	В холодный период года	В тёплый период года	В холодный период года	В тёплый период года
Котельное отделение	10 …22	Не более 33	60…40	60…20
Машинное отделение	16…22	Не более 33	60…40	60…20
Помещение щитов	18…25	18…25	60…30	60…30
Дымососное отделение	12…23	Не более 33	Не нормируется
Деаэраторное отделение	Не ниже 10	Не более 33	60…20	60…20
Маслохозяйство	15	Не нормируется
Мазутонасосная	10	Не более 33	70…30	70…30

Для отопления и вентиляции помещений ТЭЦ принят единый теплоноситель – подогретая вода.

В котельном отделении предусмотрена подача приточного воздуха в количестве 3-х кратного воздухообмена в час без учета количества воздуха, удаляемого дутьевыми вентиляторами. При этом система организации воздухообмена при вентиляции исключает возможность застоя и скопления газов в отдельных зонах помещения.

Для вентиляции главного корпуса системами с механическим побуждением предусмотрена подача приточного воздуха в нижнюю зону, а также выше рабочих площадок (уровня пола) сосредоточенно к наружным стенам и в сторону котельного отделения с подогревом в холодный период года до 10⁰С.

12.5 Водоснабжение

В проекте ТЭЦ предусмотрены производственно – противопожарный высокого давления и хозяйственно – питьевой водопроводы.

Давление в наружной сети противопожарного водопровода не превышает 10 кГс/см².

При недостаточном напоре в наружной сети, для обеспечения внутреннего пожаротушения главного корпуса установлены стационарные насосы для повышения давления.

Расчетный расход воды на наружное пожаротушение ТЭЦ принят в соответствии со СН и П 2.04.02-84 «Водоснабжение. Наружные сети и сооружения»: сети для наружного пожаротушения спроектированы кольцевыми с установкой гидрантов не более чем через 100 м, не ближе 5 м от зданий и не более 2,5 м от бровки дорог.

Внутренний противопожарный водопровод предусмотрен в главном корпусе с установкой пожарных кранов в машинном и котельном отделениях, любая точка орошается двумя струями каждая с расходом воды 2,5л/с. При проектировании внутреннего противопожарного водопровода машинного отделения предусмотрено охлаждение водой при пожаре металлических ферм покрытия с учетом орошения каждой точки двумя компактными струями.

В машинном и котельном отделениях пожарные краны предусмотрены на нулевой отметке и на отметке обслуживания турбин и форсунок котлов.

13.6 Электрическое освещение

Освещение помещений с постоянным пребыванием персонала предусмотрено с применением газоразрядных ламп.

Напряжение осветительной сети в зданиях и сооружениях ТЭЦ принято 380/220 В с заземленной нейтралью.

Напряжение сети освещения всех теплофикационных, а также кабельных тоннелей при установке в них светильников на высоте менее 2,5 м - не выше 42В.

Напряжение ручных переносных ламп в помещениях особо опасных и с повышенной опасностью поражения людей электрическим током, а также снаружи -12В.

Для сети аварийного местного освещения при установке специальных светильников, удовлетворяющих требованиям ПУЭ, принято напряжение 220В.

Напряжение сети для местного освещения станков и верстаков предусмотрено - 42В.

В главном корпусе предусмотрена стационарная сеть штепсельных розеток напряжением 12В.

Наружное освещение главных дорог территории ТЭЦ осуществляется газоразрядными лампами.

12.7 Пожарная безопасность

Классификация производственных процессов по их пожарной опасности, огнестойкость зданий и сооружений приведены в таблице 13.4.

Таблица 13.4

Наименование помещений и сооружений	Степень огнестойкости здания	Категория производства по взрывопожарной и пожарной опасности
Главный корпус: Котельное отделение Машинное отделение Помещение щитов управления Помещение водоподготовки Конденсатоочистка Приемно-сливные устройства Мазутонасосная Газоходы Ремонтные мастерские Склады реагентов Материальный склад Башенные градирни Пиковая водогрейная котельная Ацетилено-кислородная станция Дожимная компрессорная	II II II III III II II II III III II V II I II	Г Г Д Д Д В В Г Д Д В Д Г А А

Пожарное депо расположено рядом с ТЭЦ, на земельном участке, примыкающем к дороге общего пользования. Радиус обслуживания пожарным депо принят 2 км – т.к. предприятие с производством категорий А, Б, и В, которые занимают более 50 % всей площади застройки.

Для тушения турбогенераторов с водородным охлаждением предусмотрены стационарные углекислотные установки с дистанционным и дублирующим ручным управлением и передвижные углекислотные установки с ручным пуском.

В целях повышения пожарной безопасности на ТЭЦ применены кабели с негорючими покрытиями. Трассы кабелей проходят на безопасных расстояниях от нагретых поверхностей, предусмотрена их защита от внешних воздействий и перегрева.

Кабельные туннели имеют противопожарные перегородки с огнестойкостью 0,75ч, длина отсеков не превышает 150м при обычных силовых и контрольных кабелях и 100м при прокладке маслонаполненных кабелей. Не реже чем через 50м установлены аварийные выходы (люки). В кабельных туннелях предусмотрено автоматическое пожаротушение с использованием высокократной воздушно – механической пены или воды в распыленном виде.

Для тушения очагов загорания в сливных мазутных лотках, туннелях мазутопроводов, в мазутонасосных предусмотрен подвод пара с ручным управлением запорной задвижкой, расположенной в безопасном месте с наружной стороны здания. Аварийная запорная арматура установлена на мазутопроводах вне мазутонасосной не ближе 10м от них. На сливоналивных эстакадах проезд для пожарных машин сделан кольцевым.

Для тушения пожаров в наземных резервуарах применена стационарная система пожаротушения высокократной воздушно-механической пеной.

В машинном и котельном отделениях для тушения пожаров предусмотрены локальные системы пожаротушения высокократной воздушно – механической пеной из расчета обеспечения тушения пожара в районе одного турбогенератора или котлоагрегата.

Стационарные пеногенераторы в этих системах установлены в местах расположения емкостей с горючими жидкостями и масляных насосов и в местах установки арматуры на мазутопроводах. В остальных местах на отметках обслуживания установлены переносные пеногенераторы. Свободный напор у пеногенераторов не менее 0,4МПа и не более 0,6 МПа.

13. Технико-экономическая часть 13.1 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 1)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=åQтi-Qтфо=10,53-4,03=6,5 МВт-ч/год=5,6 Гкал/год;

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=6,5.106/(0,93.8,12)=0,86.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=6,5.106/(3,88×106)=1,68 МВт-ч/МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=0,86.106/(3,88.106)=0,22 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ+Э^ТЭ_СН^.Э_ТЭЦ^.b_ЭЭ=1,43.106-0,86.106+0,043^.3,88.106^.0,22= =0,61.106 т у.т./год.

где Э^ТЭ_СН=0,043 МВт/МВт- расход эл.эн. на СН по производству теплоты.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтф=990.3500=3,47.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф=0,61.106/3,47.106 =0,176 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,123/0,22=0,56.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,143/0,176=0,81.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=16,47.106.0,86.106/(1,43.106)=

=9,9×106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=16,47.106.0,61.106/(1,43.106)=

=7,03.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(9,9.106+0,86.106.70)/3,88×106=

=18,1 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(7,03×106+0,61×106.70)/3,47.106=

=14,3 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,22.70=15,4 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,176.70=12,32 $/Гкал =10,6 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=

=(59,8.106/3,88.106)(0,86×106/1,43.106 )=22,22 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(59,8.106/3,47.106)(0,61×106/1,43.106 )=17,63 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(45×3,88.106+13×5,77.106/1,16)/229,2.106=0,76.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=229,2×106/(750×0,45)=764 тыс.$/чел.

13.2 Расчёт технико-экономических показателей (вариант 2)

Годовой расход тепла на производство электроэнергии:

Qэ=åQтi-Qтфо=11,6-3,78=7,82 МВт-ч/год=6,72 Гкал/год;

Годовой расход топлива на производство электроэнергии:

Bээ=Qэ/(hкаKп)=7,82.106/(0,93.8,12)=1,03.106 т у.т./год.

Удельный расход тепла на производство электроэнергии:

qэ=Qэ/Этэц=7,82.106/(3,64×106)=2,15 МВт-ч /МВт-ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии:

bээ=Bээ/Этэц=1,03.106/(3,64.106)=0,24 т у.т./МВт-ч.

Годовой расход топлива на производство теплоты:

Bтэ=Bтэц-Bээ=1,57.106-1,03.106=0,54.106 т у.т./год.

Суммарный отпуск тепла от ТЭЦ за год:

Qтэц=Qгтф=1800.3500=3,78.106 Гкал/год.

Удельный расход топлива на производство теплоты:

bтэ=Bтэ/Qтф=0,54.106/3,78.106 =0,18 т у.т./Гкал.

КПД ТЭЦ по выработке электроэнергии:

hээ=0,123/bээ=0,123/0,24=0,51.

КПД ТЭЦ по выработке тепловой энергии:

hтэ=0,143/bтэ=0,143/0,18=0,79.

Доля постоянных издержек, относимая на электроэнергию:

Иээпост=Итэцпост.(Bээ/Bтэц)=16,8.106.1,03.106/(1,57.106)=

=9,52×106 $/год.

Доля постоянных издержек, относимая на тепловую энергию:

Итэпост=Итэцпост.(Bтэ/Bтэц)=16,8.106.0,54.106/(1,57.106)=

=7,28.106 $/год.

Себестоимость электроэнергии:

Сээ=(Иээпост+BээЦтут)/Этэц=(9,52.106+1,03.106.70)/3,64×106=

=19,7 $/МВт-ч.

Себестоимость тепловой энергии:

Стэ=(Итэпост+BтэЦтут)/Qтэц=(7,28×106+0,54×106.70)/3,78.106=

=14,5 $/Гкал.

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии:

Стээ=bээЦтут=0,24.70=16,8 $/МВт-ч.

Топливная составляющая себестоимости тепловой энергии:

Сттэ=bтэЦтут=0,18.70=12,6 $/Гкал =10,83 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство электроэнергии:

Зээ=(Зтэц/Этэц)(Bээ/Bтэц)=

=(61,23.106/3,64.106)(1,03×106/1,57.106 )=27,6 $/МВт-ч.

Удельные приведенные затраты в комбинированную схему на производство тепловой энергии:

Зтэ=(Зтэц/Qтэц)(Bтэ/Bтэц)=

=(61,23.106/3,78.106)(0,54×106/1,57.106 )=13,93 $/Гкал.

Показатель фондоотдачи:

Kфо=(Цнээ.Этэц+Цнтэ.Qтэц)/Kтэц=

=(45×3,64.106+13×3,78.106/1,16)/235,2.106=0,69.

Показатель фондовооружённости:

Kфв=Kтэц/(Nтэцkшт)=235,2×106/(720×0,45)=820 тыс.$/чел.

Табл.13.1. Сводная таблица технико-экономических показателей

	№ пп.	Наименование показателя	Обозначение	Размерность	ТЭЦ – 750 МВт			ТЭЦ – 720 МВт
					Общ. пок-ль	Э/э	Теплота	Общ. пок-ль		Э/э		Теплота
1		2	3	4	5	6	7	8	9		10
1		Установленная мощность	N, Q	МВт  Гкал/ч		750	1650		720		1800
2		Число часов использования	hээ hтф	ч/год		5500	3500		5500		3500
3		Годовой отпуск энергии	Э, Qгод	МВт-ч/год х Гкал/год		3,88	3,47		3,64		3,78
4		Удельный расход тепла	q	Гкал/Мвт-ч		1,68			2,15
5		Удельный расход топлива на производство энергии	bээ, bтэ	тут/МВт-ч тут/Гкал		0,22	0,176		0,24		0,18
6		КПД	hээ, hтэ	-  -		0,56	0,81		0,51		0,79
7		Полные капиталовложения	К	млн.$	230			234
8		Условно-постоянные издержки	Ипос	млн.$/год	16,47	9,9	7,03	16,8	9,52		7,28
9		Годовой расход топлива	В	тут/год  х	1,43	0,86	0,61	1,57	1,03		0,54
10		Переменные издержки	Ипер	млн.$/год	85,56	50,3	35,26	94,2	61,8		32,4
11		Приведенные затраты	Зпр	млн.$/год	59,8			61,23
12		Удельные приведенные затраты	Зээ, Зтэ	$/МВт-ч  $/Гкал		22,22	17,63		27,6		13,93
13		Цена тонны усл-го топлива	Цтут	$/тут	70			70
14		Топливная составляющая себестоимости	Стээ, Сттэ	$/МВт-ч  $/Гкал		15,4	10,6		16,8		10,83
1		2	3	4	5	6	7	8	9		10
15		Себестоимость энергии	Сээ, Стэ	$/МВт-ч  $/Гкал		18,1	14,3		19,7		14,5
16		Штатный коэффициент	kшт	чел/МВт	0,45			0,45
17		Норма амортизации	Ра	%	4,3			4,3
18		Удельные капиталовложения	kуд	$/МВт  х	0,31			0,33
19		Показатель фондоотдачи	Кфо		0,76			0,69
20		Показатель фондовооружённости	Кфв	тыс.$/чел	764			820

Заключение

В дипломном проекте рассмотрен ряд вопросов, связанных с проектированием ТЭЦ:

- выбрано основное оборудование и экономически обоснован его выбор;

- рассчитана принципиальная тепловая схема энергоустановки;

- произведён укрупнённый расчёт котлоагрегата;

- на основании произведенных расчётов выбрано вспомогательное тепломеханическое оборудование;

- согласно выбранному типу топлива произведён расчёт и описание топливоснабжения;

- выбрана и рассчитана система технического водоснабжения;

- согласно принятым тепловым нагрузкам, типу оборудования и особенности потребления тепла рассчитана химическая часть в объёме водоподготовки и водно-химического режима;

- выбраны и описаны основные системы автоматического регулирования технологических процессов на ТЭЦ;

- спроектирована электрическая часть станции в объёме схемы главных электрических соединений, рассчитаны токи короткого замыкания;

- разработан генеральный план станции;

- рассмотрен ряд вопросов по охране труда на ТЭЦ;

- в разделе охрана окружающей среды выполнены расчёты вредных выбросов при работе станции на основном топливе и рассчитана дымовая труба;

Спроектированная ТЭЦ отличается выгодными технико-экономическими показателями работы, в частности КПД по производству электроэнергии. Это связано с большим тепловым потреблением, которое обеспечивает выгодное применение при использовании физического метода распределения затрат

Литература

1. Александров А.А., Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М: Энергия, 1980.

2. Гаврилов А.Ф. Уменьшение вредных выбросов при очистке паровых котлов.-М: Энергоиздат, 1990.

3. Григорьев В.А., Зорин В.М. Тепловые и атомные электрические станции. С.-М: Энергоатомиздат, 1989.

4. Денисенко Г.Ф. Охрана труда. - М.1985.

5. Леонков А.М., Яковлев Б.В. Тепловые электрические станции. - Мн. ВШ. 1978.

6. Методическое пособоие. "Водоподготовка и водно-химический режим ТЭС"-БГПА, 1993.

7. Методическое пособие по экономической части дипломного проекта - БГПА, 1993.

8. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. С.-М: Энергоатомиздат, 1989.

9. Плетнев Г.П. Автоматизированное управление объектами тепловых электростанций. -М: Энергоиздат, 1981.

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

11. Нормативный метод. Тепловой расчет котельных агрегатов. - М: Энергия, 1973.

12. Справочник. Вибрация энергетических машин. - Л: Энергия. 1994.

13. Р. Мэнли. Анализ и обработка защит колебаний. - М: Машиностроение. 1972.

14. Рунов Б.Т. Исследование и устранение вибрации паровых турбоагрегатов. -М:Энергия. 1982.

15. Методическое пособие по курсу “Охрана природы” для студентов специальности 10.05 – “ТЭС”/ В.А. Золоторёва, Н.Б. Карницкий, В.А. Чиж.-Мн.: БГПА, 1990г.

16. Л.Д. Рожкова, В.С. Козулин “Электрооборудование станций и подстанций”: Учебник для техникумов.3-е изд., перераб. и доп.-М.: Энергоатомиздат, 1987.

17. Грунтович Н.В. О результатах диагностирования энергетического оборудования на тепловых электростанциях Республики Беларусь.

18. Республиканская программа "Энергосбережение".