Ім'я файлу: диплом воронцова птэ-15.docx
Розширення: docx
Розмір: 207кб.
Дата: 13.11.2020


ЗМІСТ

ВСТУП…………………………………………………………………

1 ОПИС ОБ'ЄКТА РЕКОНСТРУКЦІЇ. ……………………………………..

2 ПРИНЦИПОВА ТЕПЛОВА СХЕМА СТАНЦІЇ………………………………

3 ПЕРЕЛІК ІСНУЮЧОГО ОБЛАДНАННЯ…………………………………..

4 ОБҐРУНТУВАННЯ ТЕХНІЧНИХ РІШЕНЬ НА ТЕЦ………………………

ВСТУП

Найважливішим завданням енергетики є підвищення ефективності на основі вдосконалення існуючого обладнання, режимів його використання, створення нових укрупнених технологічних установок і способів їх експлуатації. Сучасні енергосистеми характеризуються широким застосуванням великоблочних генеруючих агрегатів.

Промислові підприємства споживають велику кількість тепла на технологічні потреби (нагрів технологічних середовищ, сушка продуктів технологічного процесу), а також на опалення і гаряче водопостачання. Джерелами тепла є пара або гаряча вода від власних котелень або від зовнішніх джерел.

ТЕЦ - Теплоелектроцентраль є необхідною складовою комбіната "ім. Ілліча ". Її трубопроводи тягнуться на величезні відстані і постачають паром, дуттям і електроенергією всі основні цехи комбінату.

Взагалі теплоелектроцентраль - це різновид теплової електростанції, яка не тільки виробляє електроенергію, а й є джерелом теплової енергії в централізованих системах теплопостачання (у вигляді пари і гарячої води, в тому числі і для забезпечення гарячого водопостачання та опалення житлових і промислових об'єктів).

Принципова теплова схема визначає рівень технічної досконалості і теплову економічність електростанції; вона показує взаємозв'язок основного і допоміжного обладнання в процесі вироблення електричної і теплової енергії; вона показує сутність основного технологічного процесу перетворення і використання енергії робочого тіла.

Найбільш важливими є режим роботи ТЕЦ при максимальній теплової та електричної навантаженні, а також режим, відповідний нижчої розрахунковій температурі зовнішнього повітря.

Основним обладнанням будь-якої теплової електростанції є парова турбіна, котел, конденсатор та РОУ.

Парова турбіна - це тепловий двигун безперервної дії, в лопатковому апараті якого потенційна енергія пари перетворюється в кінетичну, яка в свою чергу здійснює механічну роботу на валу.

На ТЕЦ можуть застосовуються турбіни з протитиском (типу Р), з конденсацією і виробничим відбором пари (типу П), з конденсацією і одним або двома теплофікаційними відборами (типу Т), а також з конденсацією, промисловим і теплофікаційними відборами (типу ПТ). Турбіни типу ПТ також можуть мати один або два теплофікаційних відбори. Вибір типу турбіни залежить від величини і співвідношення теплових навантажень. Якщо переважає опалювальне навантаження, то в додаток до турбін ПТ можуть бути встановлені турбіни типу Т з теплофікаційними відборами, а при перевазі промислового навантаження – турбіни типів ПР і Р з промисловим відбором і протитиском.

До складу більшості промислових підприємств входять ТЕЦ, оснащені протитисковими турбінами. Для встановлених на ТЕЦ протитискових турбін, що працюють із значною відпусткою пара в виробничий відбір і мають обмеження по пропускній здатності ЧСТ - до помітного зниження їх електричної потужності і навіть тривалих простоїв. Такі установки (ПТУ) з проміжним або без проміжного відбору пара не розраховані на автономний режим роботи, оскільки вироблення електроенергії в них здійснюється на базі відпуску теплової енергії. Сьогодні більшість промислових ТЕЦ працюють з недовантаженими протитисковими турбінами, що призводить до зменшення виробництва електроенергії та неефективного використання палива, оскільки зі зменшенням навантаження зменшується коефіцієнт корисної дії (ККД) як основного і додаткового обладнання, так і станції в цілому.

Тип застосовуваного парового котла залежить від виду палива, яке використовується на станції. Для найбільш розповсюджених палив (копалини: вугілля, газ, мазут, фрезторф) застосовуються котли з П-, Т-подібною і баштовою компоновкою і топковою камерою, розробленою відповідно до того чи іншого виду палива. Для палив з легкоплавкою золою використовуються котли з рідким шлаковидаленням. При цьому досягається високе (до 90%) вловлювання золи в топці й знижується абразивне зношення поверхонь нагріву. Із цих же міркувань для високозольних палив, таких як сланці та відходи вуглезбагачення, застосовуються парові котли з чотирьохходовою компоновкою. На теплових електростанціях використовуються, як правило, котли барабанної або прямоточної конструкції.

У випадку живлення підприємства від зовнішніх джерел при введенні теплових мереж встановлюють теплові пункти, у яких передбачають встановлення редукційно-охолоджувальних установок, які відносяться до теплообмінних пристроїв.

Одним з джерел безповоротних втрат на ТЕЦ є редукційно-охолоджувальні установки. Якщо РОУ працюють постійно, то стає питання зменшення цих втрат. Одним з виходів у цій ситуації можна розглянути заміну постійно діючих редукційно-охолоджувальних установок і швидкодіючих редукційно-охолоджувальних установок на турбіни з протитиском.

РОУ встановлюється для зниження параметрів пари за рахунок дроселювання і охолодження його водою, яка подається в охолоджувач в розпиленому стані. В охолоджувачі РОУ більша кількість води випаровується, а інша з температурою кипіння, відводиться в дренажні баки або одразу до деаератору. Подача охолоджуючої води в РОУ з здійснюється з магістралі живильної води після деаератора або після підігрівачів високого тиску.

Існуючий стан і технічний рівень діючих потужностей стають критичними. Вичерпали свій проектний ресурс 53% обладнання електроенергетики.

У попередні роки для підтримки в задовільному стані обладнання, забезпечувалося за рахунок систематичного проведення капітальних та поточних ремонтів, а також часткової модернізації обладнання з метою підвищення його економічності та надійності.

Тим не менш, перераховані вище заходи, не дозволили підняти надійність та економічність роботи обладнання, не вирішили питань кардинальної реконструкції та оновлення обладнання, а також задоволення сучасних екологічних вимог.

ОПИС ОБ'ЄКТА РЕКОНСТРУКЦІЇ

ТЕЦ включає в себе наступні ділянки: котельний, турбінний 1,2, електроучастки, КВП і автоматику, хімлабораторію, хімочищення і механічну майстерню.

На турбінному дільниці №2 встановлений турбогенератор -1 типу АП-25-2 потужністю 25 МВт; випарна установка №2, ППУ-1,2, а також водонасосна, що забезпечує живильною водою котли середнього тиску.

КВП і автоматика веде контроль за параметрами працюючого обладнання.

Хімлабораторія здійснює аналіз вироблюваної продукції (хіманаліз первинного і вторинного пару, визначає якість живильної води). Хімводоочищення №3,4 дають хімічно очищену воду для живлення котлів середнього тиску, ППУ і доменних печей.

Механічна майстерня виробляє дрібні деталі для ремонту обладнання.
ПРИНЦИПОВА ТЕПЛОВА СХЕМА СТАНЦІЇ

ТЕЦ маріупольського металургійного комбінату імені Ілліча включає дві черги (другу і третю) основного енергетичного обладнання, розділеного за параметрами свіжої пари.



Малюнок 1 – Типова (спрощена) принципова схема промислової ТЕЦ
Номінальний тиск свіжої пари середнього тиску – 3,53 Мпа. Пар від котлів середнього тиску йде на турбогенератор станції №1, турбонагнітачі станції №1-4, випарна установка-2, через РОУ подається на пароперетворюючу установку (ППУ).

Тиск свіжого пару блока високого тиску – 9,8 МПа. До нього відносяться чотири котлоагрегата станції №13-16, пар від яких йде на турбогенератор станції №2, турбонагнітачі №5,8-10 та у паропровід середнього тиску через РОУ 100/33 та ШРОУ 100/33. Пара з противотискової турбіни станції №2 поступає до колектору свіжого пару котлоагрегатів середнього тиску. Для резервування встановлена ШРОУ 100/33. У теплову схему включені ППУ. Робота ППУ аналогічна роботі випарної установки (ВУ), тому ППУ, що працюють у режимі пароперетворювання комплектуються випарниками. Пар на виробництво йде від випарної установки тому, що мають значні втрати конденсату, що повертається від споживача пару або конденсат, що повернули потребую дорогого очищення. Первинний пар на випарну установку та ППУ йде з відбору турбогенератору №1 на пароперетворювальну установку №5, №1,2 та 5 від котлоагрегатів другої черги. У живильній воді котлів середнього тиску хімічно очищенної води близько 30%. Котли високого тиску виробляють пар певних параметрів але різним технологічним процесам потрібен пар різних параметрів. В деяких випадках тиск і температура свіжого пару задовольняє вимогам технологічного споживача, та більшість випадків потребує попередньо знизити тиск та температуру. Саме тому між джерелами пару та його технологічними споживачами встановлені редукційно-охолоджувальні установки (РОУ, ШРОУ, РУ). За рахунок процесу дроселювання у РОУ, ШРОУ, РУ впроскування холодної води у РОУ, ШРОУ знижує тиск і температуру пари.

РОУ майже не потребує експлутаційних витрат, але через марні витрати частини енергії прибутку від її роботи не має.

ПЕРЕЛІК ІСНУЮЧОГО ОБЛАДНАННЯ

Техниічні характеристики основного енергетичного обладнання ТЕЦ ММК

ім. Ілліча

Таблиця 1 - Характеристики котлоагрегатів

Стан№

Тип котла

Параметри пара

Номінальне навантаження/сог. реж. карт, т/ч

Номінальна температура живильної води,ºС

Тиск,

кгс/см²

Температура,ºС

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

ЦКТІ-75/39 Ф

ЦКТІ– 75/39 Ф

ЦКТІ– 75/39 Ф

ЦКТІ– 75/39 Ф

ТП–150–2

ТП–150–2

ПК-14-2М

ПК-14-2М

ПК-14-2М

ПК-14-2М


36

36

36

36

36

36

100

100

100

100

425

425

425

425

425

425

540

540

540

540

75/60

75/61

75/66

75/60

150/110

150/110

220/180

220/170

220/175

220/190

100

100

100

100

100

100

150

150

150

150


Опис котла ЦКТІ-75/39 Ф

Цей котел однобарабанний, вертикально-водотрубний з природною циркуляцією, виготовлений Барнаульський котельним заводом. Буква Ф означає, що котел призначений для факельного спалювання палива, тобто пилоподібного, газоподібного і в разі потреби рідкого.

Розрахункові параметри котла:

• паропроизводительность - 75 т/год;

• тиск перегрітої пари - 32 кгс/см²;

• температура пер.егретого пара - 425 ° С;

• температура живильної води - 150 ºС.

Котел має П-подібну компоновку і складається з топкової камери і конвективної шахти, з'єднаних між собою поворотним газоходів. У поворотному газоході располо-дружини змеевики першого і другого ступеня пароперегрівача.

Стіни топки екрановані трубами діаметром 83х4 мм. Крок труб фронтового, заднього і частини бічних екранів (крайня секція), включених в третю ступінь випаровування, складає 100 мм. Крок між трубами бічних екранів, включених у другу ступінь випаровування, - 200 мм.

Фронтовий і задній екрани представляють собою блоки, які мають по одному нижньому колектору. Нижні колектори бічних екранів розділені перегородками на три відсіки. Труби крайніх відсіків бічних екранів, прилеглих до заднього екрану, мають верхні колектори.

Два прямоточних плоскофакельних пальника забезпечують спалювання доменного, природного газів і мазуту, забезпечуючи розрахункові параметри пара.

Пароперегрівач – вертикальний, конвективний, двухступеневий.

На котлі встановлений сталевий, змієвиковий, горизонтальний, двоступеневий водяний економайзер. Обидві ступені водяного економайзера розташовані в конвективної шахті.

Компонування водяного економайзера виконана «у розтин» з повітрепідігрівачем.




1– топкова камера, 2-ступені пароперегрівача, 3-ступені економайзера,

4-ступені повітрепідігрівача

Малюнок 2 - котел ЦКТІ-75/39 Ф

Опис котла ТП-150-2

Котел однобарабанний, вертикально-водотрубний з природною циркуляцією, виготовлений Таганрозьким котельним заводом.

Номінальні параметри котла:

• паропродуктивність- 150 т/год;

• тиск пари в барабані - 36 кгс/см² (3,5 МПа);

• тиск перегрітої пари 32,5 кгс/см² (3,2 МПа);

• температура перегрітої пари - 420 ° С;

• температура живильної води - 150 ºС.

Котел має П-подібну компоновку і складається з потокової камери (висхідний газохід) і конвективної шахти (опускний газохід), з'єднаних між собою поворотним газоходів. У поворотному газоході розташований двоступеневий пароперегрівач. У опускному газоході розміщені (по ходу газів) додатковий котельний пучок, водяний економайзер і трубчастий підігрівач повітря.

  1. т
    опкова камера, 2-ступінь пароперегрівача, 3-ступінь економайзера, 4-ступінь повітрепідігрівача, 5- додатковий котельний пучок

Малюнок 3 - Теплова схема котла ТП–150–2

Стіни топки екрановані трубами діаметром 60х3,5 мм. з кроком 33 мм. Матеріали труб - сталь 20. Камера згоряння обладнана двома прямоструменевими плоскофакельнимі пальниками, що забезпечують спалювання доменного, природного газів і мазуту в будь-яких співвідношеннях палив, забезпечуючи розрахункові параметри пара на вивантаженнях 50-100% від номінальної. Пальники розташовані на бічних стінках котлоагрегату.

Котельний агрегат має барабан, винесений за межі обігріваємої зони. Пароперегрівач - вертикальний, конвективний, двоступеневий. Розташований в горизонтальному газоході. На котлі встановлений сталевий, змієвиковий, горизонтальний, водяний економайзер киплячого типу. Складається з трьох пакетів, загальною площею поверхні нагріву 1275м². Додатковий котельний пучок встановлений за пароперегрівом. Складається з семи рядів труб діаметром 57х3,5 мм. зі сталі 20. У конвективної частини котла встановлений трубчастий, триходовий повітрепідігрівач, виконаний з двох блоків. Блоки з'єднані між собою перепускним коробом. Верхній блок складається з 4-х секцій (кубів) і розділений горизонтальною перегородкою на 2 частини.

Опис котла ПК–14–2М

Котел двохбарабанний, вертикально-водоструминний з природною циркуляцією, призначений для вироблення пари високого тиску. Виготовлений Подільським котлобудівельне заводом.

Номінальні параметри котла:

• паропродуктивність - 220 т/год;

• тиск перегрітої пари - 100 кгс/см²;

• температура перегрітої пари - 540 ° С;

• температура живильної води - 215 ° С;

• тиск в барабані - 110 кгс/см².

Котел має П-подібну компоновку і складається з топкової камери, поворотного газоходу і конвективної шахти. У поворотному газоході розташовані стельова і ширмового частини пароперегрівача. У опускному газоході розміщені економайзер і повітрепідігрівач, виконані "у розтин".




1-топка, 2-ступінь пароперегрівача, 3-ступінь економайзера,

4-ступінь повітрепідігрівача

Малюнок 4 – теплова схема котла ПК-14-2М

Стіни топки екрановані трубами діаметром 76х5 мм з кроком 95 мм. Матеріал труб - сталь 20.Топочная камера котла обладнана вісьмома пальниками природного газу, з них чотири пальники з фронту встановлені на позначці 16800 мм, по два пальники з боків на позначці 13500 мм.

Котельний агрегат має два барабани, винесених за межі обігрівається зони. Пароперегрівач - вертикальний, конвективний, виконаний з 2-х ступенів. Розташований в горизонтальному газоході. У котлі встановлений сталевий змієвиковий, горизонтальний, двоступеневий водяний економайзер. Обидві ступені водяного економайзера розташовані в конвективної шахті.

Компонування водяного економайзера виконана «у розтин» з повітрепідігрівач. У конвективній частини котла встановлений трубчастий, двоступеневий, триходовий повітрепідігрівач.

Таблиця 2 - Характеристики турбгенераторів

Стан



Тип турбіны

Параметри пари перед турбіною

Тиск і колькість відібраної пари


Номінальна потужність, МВт

Тиск, кгс/см²

Температура,ºС

кгс/см2

т/ч

1

2

АП–25–2

Р–12–90/31

29

90

400

535

13

-

150

-

25

12

Таблиця 3 - Характеристика повітродувних агрегатів

Стан



Тип компресора

Тип привода

Параметри пара перед турбіною

Номінальна потужність, МВт

Тиск, кгс/см²

Температура,ºС

1

2

3

4

5

6

7

8

9,10

4000–44–1

4000–44–1

К–4250–41–1

К–4250–41–1

К–5500-41–1

К–5500–42–1

К–5500–41–1

К–5500–41–1

К–3000-61-1

АКв–14

АКв–14

АКв–18

АКв–18

ВКв–22–1

К-22-90-2

ВКв–22–1

К-22-90-2

ВКв–18

29

29

29

29

90

90

90

90

90

400

400

400

400

535

535

535

535

535

13,8

13,8

16,1

16,1

20,5

20,5

20,5

20,5

18,0

Характеристики турбіни Р–12–90/31

Номінальна потужність турбіни Р-12-90/31 - 12000 кВт.

Номінальна число оборотів - 3000 об / хв.

Номінальні параметри пари перед стопорним клапаном: тиск - 90 ата; температура - 535ºС.

Номінальна засунений - 31 ата.

Турбіна допускає тривалу роботу з номінальною потужністю при відхиленнях параметрів від номінальних:

а) початковий тиск - 90-95 ата;

б) початкової температури - 525-540ºС;

в) противотиск - 29-33 ата.

Турбіна допускає тривалу роботу без збереження номінальної потужності при одночасному зниженні початкового тиску до 85 ата, температури до 525ºС і підвищення протитиску до 33 ата; тривалу роботу з протитиском 37 ата без збереження номінальної потужності.

Турбіна допускає паралельну роботу за регульованим протіводавленію з аналогічним противодавлением і відборами інших турбін, забезпеченими авто-тичних регулюванням, статичні і динамічні характеристики якого ідентичні відповідним характеристикам системи регулювання данної турбоустановки.

Також можливий повторний пуск в роботу через будь-який час після зупинки.

Турбіна забезпечена валоповоротного пристроєм. Воно або обертає ротор турбіни зі швидкістю 0,5 об / хв, або періодично повертає його на 180º.

Турбіна забезпечена централізованої масляною системою, що забезпечує змазку підшипників турбіни і генератора.

Особливості конструкції турбіни Р-12-90/31

Турбіна типу Р-12-90/31 є багатоступеневою турбіною активного типу з протитиском.

Турбіна включає в себе клапанне паророзподіл і проточну частину, що складається з однієї двухвенечної регулюючого щабля швидкості і чотирьох ступенів тиску.

Паророзподіл виконано у вигляді 8 регулюючих клапанів, вільно пдвішених на траверсі, що переміщується у вертикальному напрямку двома штоками. Штоки наводяться в дію сервомотором блоку регулювання.

Регулювання турбіни призначене для автоматичної підтримки числа обертів ротора при роботі на індивідуальну електричну мережу, або для підтримання противотискової турбіни при роботі на індивідуальну теплову мережу.

Характеристики турбіни АП–25–2

Номінальна потужність - 25000 кВт.

Максимальна потужність - 30000 кВт.

Номінальна частота обертів - 3000 об/хв.

Номінальні параметри свіжої пари:

Температура - 400֯ С

Тиск - 28 кгс/см²

Максимальні витрати пари на турбіни:

1) з включеним промисловим відбором - 260 т/ч;

2) з відключеним промисловим і включеним нерегулюємим відборами 120 т/ч.

Тиск відпрацьованої пари - 0,75 кгс/см².

Номінальна температура охолоджуючої води 20 ºС.

Номінальні витрати охолоджуючої води 5000 м3/ч.

Номінальна потужність турбіни тривало забезпечується при:

  1. одночасній зміні в будь-яких поєднаннях початкових параметрів пари:

тиск 26,5-30 кгс/см²;

температура 385-410ºС;

2) підвищенні температури охолоджуючої води на вході в конденсатор до 33ºС, якщо витрата охолоджуючої води не менше 5000 /год і параметри пара не нижче но-номінальних.

Граничними параметрами свіжої пари є тиск 31 кгс/см2 і температура 425ºС, при одночасному досягненні яких дозволяється безперервна робота не більше півгодини і загальна тривалість в рік не більше 20 годин.

Турбіна може приймати навантаження до 30000 кВт.

Регенеративна установка призначена для підігріву основного конденсату і живильної води паром з відборів.

Турбіна АП-25-2 є активною, конденсаційною, з одним регульованим відбором пари (виробничий) і двома нерегульованими відборами, службовцями для підігріву основного конденсату і живильної води в регенеративної установки турбіни і для постачання пари деаераторів атмосферного типу.

Турбіна одноциліндрова; проточна частина складається з однієї одновенечної регулюючої ступені швидкості і 14 ступенів тиску.

Камерою регульованого виробничого відбору турбіна ділиться на частину високого тиску (ЧВТ) і частина низького тиску (ЧНТ)

ЧВД включає в себе сопловий паророзподіл з чотирма регулюючими клапанами і проточну частину, що складається з регулюючого щабля й чотирьох ступенів тиску.

ЧНД складається з регулюючої поворотної діафрагми і проточної частини з 10 ступенів тиску.

Нерегульовані відбори виконані за 8 і 13 ступенями. Ротор гнучкий; критична частота обертання 1940 об/хв. Перші 9 робочих коліс викував заодно з валом, інші - насадні.

Фікс пункт розташований на стороні вихлопу.

Передній підшипник турбіни - опорноупорний, задній - опорний.

Головний маслонасосів відцентрового типу.

Ротор турбіни з'єднується з ротором генератора за допомогою напівжорсткої муфти.

Турбіна забезпечена валоповоротним пристроєм.


Тип РОу

Витрати пару, т/год

Тиск на вході РОУ,

, МПа

Температура на вході РОУ

, С

Тиск на виході з РОУ



Температура на виході з РОУ



Тиск живильної води



Температура живильної води



Ентальпія живильної води



РОУ 100/33

230

10

541

3,23

381

15

161

684

РОУ 40/23

60

4

451

2,3

351

3,5

105

421,6

РОУ 33/15

60

3,15

421

1,5

301

2,7

105

421

РОУ 33/13

60

3,15

421

1,1

251

2,5

105

420,9

РОУ 100/13

230

10

541

1,3

241

5,5

161

678,3

РОУ 23/1,2

40

2,3

381

0,12

131

1,4

65

272

Таблиця 4 - Характеристика РОУ
ОБГРУНТУВАННЯ ТЕХНІЧНИХ РІШЕНЬ НА ТЕЦ

Сьогодні є багато методів які допомагають оптимізувати режими роботи та управління обладнанням ТЕЦ але вони недостатньо враховують їх стан, який пов'язаний з старінням і моральним зносом усього обладнання, а нормативна база енергетичних характеристик обладнання вимагає постійного коректування в процесі експлуатації.

Наприклад для збільшення потужності станції та економії палива можна замість редукційно охолоджувальної установки встановити турбіну. Період окупності становить до 3х років. Ефект від впровадження турбіни замість редукційної установки сягає до десятків тисяч доларів в залежності від виду палива та тарифів на електроенергію.

Така парова турбіна встановлюється для вироблення електроенергії та роботи інших допоміжних приладів за рахунок пару який не використовують у інших процесах, та який втрачають через дроселювання на редукційних установках до потрібних параметрів. Саме через це турбіна і може використатися як енергозбережуюче обладнання.

Є декілька варіантів з приводу впровадження РОУ з турбіною:

  • РОУ та турбіна працюють паралельно.

Тобто турбіна буде задіяна у процесі, а РОУ буде знаходитися у резерві. У цей момент турбіна виконує роль РОУ, вона буде знижувати параметри пара, а крім цього ще й буде вироблятися електрична енергія. Параметри пари після турбіни будуть такими, які були і до її встановлення коли працювала редукційно охолоджувальна установка.

  • Заміна редукційно охолоджувальної установки турбіною.

Ефективніше буде поставити замість РОУ або ШРОУ турбіну, на ній ми зможемо отримувати параметри пари, які ми б отримали на редукційно охолоджувальній установці та зможемо отримати електроенергію.

Коли ми встановлюемо такі трубогенераторні установки, то пар який буде проходити через встановлену турбіну буде йти від начальних параметрів на котлах до тиску, що потрібен споживачам. Тобто потенціал пару буде використовуватися для вироблення маловитратної електричної енергії та приводити в рух насоси, компресори, повітродувки.

Електроенергія, що буде вироблятися турбіною зможе покрити власні потреби ТЕЦ та підприємства, а надлишок можна продавати в енергосистему. Основним завданням так і залишається виробництво теплової енергії, а електроенергія буде супутнім продуктом виробництва.

Якщо замінити РОУ турбінами з противотиском, то замість втрат теплової енергії в РОУ здійснюється вироблення електроенергії в турбогенераторах від теплового споживання. Ефективність використання теплоти турбінами з противотиском при повній відсутності втрат теплоти у конденсаторі буде найвищою.

Для оцінювання потужності турбін та заміщення РОУ використаємо наближену методику оцінки ефективності турбін. Завдяки цій методиці економічність групи нерегульованих ступенів ЧВТ та ЧСТ можна знайти середнім об’ємним пропуском пари та наявним теплоперепадом групи ступенів від якого залежить кофіцієнт повернення та відносна доля втрат із вихідної швидкості останньої ступені групи.

Щоб знайти ККД турбіни малої потужності, у якої n=50 для перегрітої пари можна використати:

, (4.1)
– середня об’ємна витрата пари через групу ступенів,

– середня масова об’ємна витрата пари через групу ступенів, кг/с

– середній питомий об’єм,

– питомі об’єми пари перед та після групи ступенів,

– наявний теплоперапад у ступенях, кДж/кг

- кофіцієнт витрат з вихідною швидкістю

Ці співвідношення показують попередню оцінку деяких розрахунків відносної зміни ККД та можуть мати неточності.
Таблиця 5 - Основні техніко-економічні показники заміни РОУ на турбіну малої потужності та очікуваний економічний ефект

Тип РОУ

Відносний внутрішній ККД турбіни

Потужність турбіни, кВт

Витрати живильної води, кг/с

Тепловий еквівалент додаткової витрати, кДж/с

Економічний ефект впровадження турбін, кДж/с

Фінансовий тепловий еквівалент додаткової витрати, грн/ч

Економічний ефект впровадження турбін, грн/ч

Економічний ефект заміни, грн/ч

РОУ 100/33

0,752

14093

7,501

23869,39

14093

27258,8

27904,23

645,38

РОУ 40/23

0,590

1996

1,229

3848,19

1996

4394,63

3892,76

-501,87

РОУ 33/15

0,660

2594

1,502

4564,18

2594

5212,30

5137,05

-75,25

РОУ 33/13

0,686

3828

2,216

6512,70

3828

7437,50

7579,56

142,06

РОУ 100/13

0,795

29457

16,619

48328,28

29457

55190,89

58323,65

3134,76

РОУ 23/1,2

0,756

3958

2,132

5813,16

3958

6638,63

7836,94

1198,31

Проаналізувавши ці данні для блоку високого тиску для заміщення двох РОУ 100/33 можна розглянути варіанти турбін за розрахованими потужностями.

Наприклад, можна замінити однією Р-25-90/31 або Р-6-90-31 чи двома Р-12-90/31 та однією Р-6-90/31 при тому, що турбогенератор №2 буде працювати без змін, або можна встановити три Р-6-90/31. Ще одним варіантом є встановлення турбіни Р-252-90/31 та Р-6-90/31 при працюючій Р-12-90/31. Інші варіанти є нерентабельними через велику ціну та витрати на експлуатацію.

Для блоку середнього тиску для заміщення чотирьох РОУ 33/15 можна встановити три турбіни Р-4-3,4/1,5-1 або однієї Р-12-3,4/1 чи двох ПР-6-3,4/1/0,1-1 при наявності відповідного теплофікаційного навантаження, або двох ПР-6-3,4/1,5/0,5-1 за наявності промислового навантаження на вихідні параметри пари.

При заміщенні РОУ на парові турбіни на двох ступенях по тиску можливі такі варіанти: встановлення двох противотискових турбін замість РОУ на кожній з технологічних ліній; встановлення однієї турбіни на кінцевий противотиск на лінії більш низького тиску та з регульованим відбором на лінію більш низького тиску й таким чином забезпечувати парою обидві лінії.

Найбільш вдалим варіантом буде другий тому, що вартість однієї турбіни буде менше та потребуватиметься менша площа машинного залу.

Можна встановити замість однієї РОУ 100/33 чи двох РОУ 33/15 однієї турбіни ПР-12/15-8,8/1,5/0,7 за наявністю споживача пари з вихідними параметрами турбіни. При цьому збільшується навантаження найбільш економічного блоку високого тиску.
ОХОРОНА ПРАЦІ ТА БЕЗПЕКА В НАДЗВИЧАЙНОМУ СТАНІ

Розрахунок освітлення

Головним джерелом освітлення на підприємстві є штучне освітлення. Воно забезпечую необхідні умови для нормального режиму роботи та встановлюється в залежності від виконування зорових робіт. Джерелом штучного освітлення є лампи розжарювання, люмінесцентні і газорозрядні лампи.

Для розрахунку загального рівномірного освітлення найчастіше використовують метод коефіцієнта використання. При розрахунку враховують, як прямий, так і відбитий світло.

Висота (H) - 9 м.

Довжина приміщення (L) - 30 м.

Ширина (B) - 13 м.

Вибираємо для освітлення приміщення світильник ШОД з лампами Т12 40Вт.

Визначаємо кількість світильників для даного приміщення за формулою:
(.1)

де: Е - задана мінімальна освітленість, Е = 100, лк;

R - коефіцієнт запасу, R = 1,5;

S - освітлювана площа, 390 м²;

Z - коефіцієнт мінімальної освітленості, Z = 1,15;

Ф - світловий потік лампи, для лампи ШОД, Ф = 3440 лм;

η - коефіцієнт використання світлового потоку, залежить від індексу приміщення.

Індекс приміщення визначається за формулою:
(.2)

де: А – довжина приміщення, м;

В - ширина приміщення, м;

h – висота підвісу світильника, м.


17

Приймаємо 17 світильників.

Пожежна безпека

На ТЕЦ-1 є небезпека виникнення пожежі, яка зв'язана з наявністю великих запасів палива, різноманітних масел в системах, змазки, кабельного господарства, великої кількості споживачів електроенергії власних потреб різноманітної потужності, високих температур теплоносія і т.п.

Однією з причин виникнення пожежі на станції може бути самозаймання матеріалів і речовин або аварія енергетичного обладнання. Тому ТЕЦ, як і будь-яке енергетичне підприємство, обладнується системами виявлення та гасіння пожежі.

Запобігти пожежі можливо або запобіганням утворення в горючій середі джерел запалювання, або запобігти утворенню горючої суміші. В газотурбінному відділенні для цього передбачені наступні заходи:

1. На всіх газопроводах використовується стальна арматура першого класу герметичності;

2. На вході газопровода в турбінному цеху встановлена запорна арматура з електроприводом та вивішуються таблички "Закрити при пожежі";

3. Приміщення ГРП виконано з дотриманням усіх мір безпеки (при витоку газу всередині приміщення використовується витяжна вентиляція, встановлена система сигналізації про витік газу);

4. В приміщенні газотурбінного цеху передбачена система сигналізації про можливе накопичення газу з виведенням сигнала на БЩК;

5. Трасування газопроводів та мазутопроводів виконується на площадці ТЕЦ згідно інструкціям генплана;

6. Приміщення маслонасосної та мазутонасосної розділені протипожежною стіною та мають окремі виходи назовні;

7. При пуску газотурбінного модуля виконують продувку інертним газом газопроводів та камери згорання газової турбіни. Вміст О2повинен бути не більше 7%. Такі продувки виконуються також після зупинки газової турбіни;

8. При аварійних ситуаціях та при планових зупинках здійснюється витіснення водню та продувка генератора вуглекислим газом;

9. Всі газопроводи заземлюються;

10. Під маслонаповненим обладнанням передбачені піддони;

11. Ресивери для зберігання водню встановлені поза ПС на огороженій площадці;

12. Виконаний захист від блискавок ГК, ВРУ за допомогою одиничних блискавковідводів;

13. Масло при попаданні на поверхні з температурою 300-400 ºС займається, тому поверхню ізоляції небезпечних ділянок обклеюють склотканиною за допомогою розчину рідкого скла та обшивають листовою сталлю або алюмінієм;

14. Для опалення будівель та споруд, складів нафтопродуктів використовується гаряча вода з температурою менше 150 ºС.

15. Паливопроводи до турбіни виконані з безшовних труб з мінімальною кількістю фланцевих з'єднань.

16. Розподільчі пристрої, електромережа, вимикачі вибрані з урахуванням допустимих напруг.

Система мір протипожежного захисту направлена на обмеження розповсюдження пожежі, захист людей та матеріальних цінностей від впливу шкідливих та небезпечних факторів пожежі, створення умов для запобігання пожежі.

В стаціонарних установках пожежотушіння застосовується розпилена вода, як основний засіб тушіння вогню. Установкою автоматичного водяного пожежотушіння захищені кабельні приміщення, маслогосподарства турбоагрегатів.

На розподільчі мережі АПТ кабельних приміщень встановлюються дренчерні зрошувачі ДВ-10, для тушіння трансформатора і маслогосподарства застосовуються зрошувачі ОПДР-15.

Автоматичний пуск системи пожежотушіння здійснюється:

  • для кабельних приміщень від датчиків пожежної сигналізації типу ДІП-12 з пультами ППС-3;

  • для блочного трансформатора і трансформатора власних потреб від релейного захисту трансформаторів.

Управління всіма системами пожежотушіння здійснюється від панелей пожежотушіння, встановлених в приміщенні ЦЩУ і кнопками управління, засувками пожежотушіння на місцях.Кабельні комунікації розділяються вогнестійкими перегородками. Виконаний захист від короткого замикання, також тепловий захист.

Необхідна кількість кожного виду вогнегасників визначайте за формулою:

(.3)

де: Fоб ‑ площа залу, м2;

Fн гранично площа, що захищається, м2.

Приймаємо 4 вогнегасників

Також встановлюємо два пожежних крана з довжиною рукава 40 м.

Необхідна кількість води для гасіння пожежі визначаємо за формулою:
(6.4)
де: q ‑ витрати води, л/с;

t ‑ розрахункова тривалість пожежі, ч;

n ‑ число одночасних пожеж, шт.


Також в котельні встановлюємо закриті ящики з піском ємністю 1 м3

Передбаченні первинні засоби пожежогасіння:

  • пінні вогнегасники типу ОХП-10, ОВП-10;

  • вуглекислотні ОУ-2, ОУ-8;

  • порошкові ОП-5, ОП-2;

  • пісок.

скачати

© Усі права захищені
написати до нас