Краткое описание энергетического котла БКЗ-420-140 НГМ

РЕФЕРАТ

Страниц-178, таблиц-32, рисунков-12, приложений-2.

Графическая часть 8 листов:

- СамГТУ 140101.079.2.31.003;

- СамГТУ 140101.079.2.31.004;

- СамГТУ 140101.079.2.31.005;

- СамГТУ 140101.079.2.31.006;

- СамГТУ 140101.079.2.31.007;

- СамГТУ 140101.079.2.31.008;

- СамГТУ 140101.079.2.31.009;

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос расширения Самарской ТЭЦ турбиной Т-100/120-130 и котлом БКЗ-420-140НГМ. Произведен расчет принципиальной тепловой схемы, расчет парового котла БКЗ-420-140НГМ. Рассмотрены вопросы охраны труда, охраны окружающей среды, гражданской обороны.

Котлоагрегат, турбогенератор, конденсатор, деаэратор, тепловой расчет, энергетические показатели, регулятор тепловой нагрузки.

Разработан спецвопрос: модернизация цнд турбины пт-60/80-130/13, с целью повышения эффективности лабиринтовых уплотнений.

 

 

Введение. 5

1. краткая характеристика самарской тэц.. 6

2. генеральный план.. 7

3. описание главного корпуса.. 9

4. основное оборудование станции.. 10

4.1. Краткое описание энергетического котла БКЗ-420-140 НГМ.. 10

4.2. Краткое описание водогрейного котла КВГМ-180. 15

4.3. Краткое описание водогрейного котла ПГВМ-100. 19

4.4. Краткое описание турбины Т-100/120-130/13. 22

4.5. Краткое описание турбины ПТ-60-130/13. 27

4.6. Краткое описание турбины Р-50-130/13. 29

5. вспомогательное оборудование. 30

5.1. Регенеративные воздухоподогреватели. 30

5.2. Калориферы.. 31

5.3. Насосы.. 31

5.4. Быстродействующие редукционно-охладительные установки. 33

5.5. Вспомогательное оборудование машинного зала. 34

6. Расчет тепловой схемы турбины т-100/120-130/13. 36

6.1. Исходные данные для расчета. 36

6.2. Уточнение исходных данных. 36

6.3. Расчет внешних узлов тепловой схемы.. 37

7. тепловой расчет котла бкз-420-140 нгм.. 50

7.1. Расчетные характеристики топлива. 50

7.2. Расчет объемов продуктов сгорания, объемных долей трехатомных газов и концентрация золовых частиц в газоходах котла. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания. 50

7.3. Тепловой баланс котельного агрегата. 53

7.4. Расчет теплообмена в топке. 56

7.5. Работа первого регулятора перегрева. 63

7.6. Вторая ступень пароперегревателя (ширмы) 64

7.7. Фестон. 69

7.8. Поворотная камера. 71

7.9. Крайние пакеты за третьей ступенью пароперегревателя. 72

7.10. Работа второго регулятора перегрева. 76

7.11. Средние пакеты третьей ступени пароперегревателя. 76

7.12. Петля из опускных труб. 78

7.13. Средние пакеты четвертой ступени пароперегревателя. 81

7.14. Работа третьего регулятора перегрева. 84

7.15. Крайние пакеты четвертой ступени пароперегревателя. 85

7.16. Петля из опускных труб. 86

7.17. Первая ступень пароперегревателя. 90

7.18. Вторая часть водяного экономайзера. 93

7.19. Первая часть водяного экономайзера. 95

7.20. Дополнительные поверхности в конвективной шахте. 98

7.21. РВП (горячая часть) 98

7.22. РВП (холодная часть) 100

7.23. Результаты теплового расчета котла БКЗ-420-140 НГМ.. 103

8. Эспециальный вопрос: модернизация цнд турбины пт-60/80-130/13, с целью повышения эффективности лабиринтовых уплотнений.. 105

9. Экономический анализ проекта.. 116

9.1. Исходные данные. 116

9.2. Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект 117

9.3. Определение дополнительных отпусков электрической энергии. 117

9.4. Определение эксплуатационных расходов. 118

9.5. Определение показателей себестоимости электрической энергии для расширяемой части ТЭЦ.. 120

9.6. Финансово-экономический анализ по программе «Alt-Invest-Prim». 122

9.7. Итоговые результаты оценки эффективности проекта. 128

9.8. Заключение. 129

10. Техническое водоснабжение. 136

11. Топливное хозяйство.. 139

11.1. Мазутное хозяйство. 139

11.2. Хозяйство газообразного топлива. 143

12. Технологические трубопроводы на площадке ТЭЦ. Тепловая изоляция.. 144

13. Охрана труда.. 145

13.1. Топливное хозяйство. 146

13.2. Требования к территории и рабочим местам. 147

13.3. Требования к оборудованию.. 148

13.4. Пожарная безопасность. 149

14. Охрана окружающей среды.. 150

14.1. Расположение Самарской ТЭЦ.. 152

14.2. Факторы, определяющие количественную сторону образования CO, SO_x, NO_x в дымовых газа котлоагрегатов Самарской ТЭЦ.. 152

14.3. Мероприятия для снижения уровня вредных выбросов в атмосферу. 154

14.4. Очистка сточных вод. 155

15. Гражданская оборона.. 156

15.1. Мероприятия гражданской обороны.. 157

15.2. Общая характеристика ТЭЦ с точки зрения ГО.. 159

Заключение. 161

Библиографический список. 162

Приложения. 163

Введение

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электрических станций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления.

Постоянно совершенствуется паровой цикл ПГУ, осуществляется переход к двухконтурным и трехконтурным котлам-утилизаторам с промежуточным перегревом пара. Для стабилизации параметров и повышения мощности установки используют дожигание топлива.

В последние годы значительно возрос интерес к энергетическим ГТУ и ПГУ, их особенностям и работе на электростанциях. Парогазовые установки на природном газе – единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с КПД нетто более 58%.

В настоящее время имеется достаточно схем, по которым работают современные ПГУ. Наиболее приоритетной является схема с паровым приводом компрессора. У данной схемы имеется ряд преимуществ, например, вся мощность, вырабатываемая газовой турбиной, является полезной; степень сжатия компрессора составляет 6÷8 вместо 16÷18, что обеспечивает уменьшение работы сжатия и мощности компрессора, уменьшение числа его ступеней. При постоянной температуре газов перед газовой турбиной уменьшается степень расширения в газовой турбине. Это в свою очередь ведет к увеличению температуры за газовой турбиной, т.е. перед котлом-утилизатором. За счет этого в котле-утилизаторе генерируется пар стандартных параметров, увеличивается расход пара за котлом-утилизатором. Увеличение расхода пара ведет к увеличению мощности паровой турбины.

В результате применения данной схемы появляется возможность использовать существующее оборудование, повысить экономичность станции и конкурировать на энергетическом рынке.

1. краткая характеристика самарской тэц

Эксплуатация Самарской ТЭЦ начата 1 ноября 1972 года с момента розжига 1-го водогрейного котла ПТВМ-100. В декабре 1975 года введен 1-й энергоблок: паровой котел БКЗ-420-140 НГМ, турбина ПТ-60-130, генератор ТВФ-63-2, трансформатор ТРДЦН-63.

В настоящее время установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 390 МВт, тепловая – 1942 Гкал/ч (горячее водоснабжение – 928 Гкал/ч, вентиляция – 117 Гкал/ч, отопление – 902 Гкал/ч).

На ТЭЦ установлено 5 газомазутных котлов типа БКЗ-420-140 НГМ, 3 водогрейных котла типа ПТВМ-100, 5 водогрейных котлов типа КВГМ-180, 1 турбина типа ПТ-60-130-13, 3 турбины типа Т-100/120-130-3 и 1 турбина Р-50-130/13.

В структурном составе ТЭЦ насчитывается 7 технологических цехов, 9 отделов и 3 лаборатории.

Основным видом топлива является природный газ, резервным – мазут.

Производительность ХВО составляет:

- по обессоленной воде – 272 т/ч;

- по хим. очищенной воде – 6180 т/ч.

Система горячего водоснабжения города – «открытая» с суммарной циркуляцией сетевой воды по тепловым магистралям 18-20 тыс. м³/ч.

ТЭЦ связана с энергетической системой воздушными линиями 110 кВт через подстанцию «Кировская», расположенную в 2,5 км от Самарской ТЭЦ.

Основные потребители ТЭЦ:

- по горячей воде – жилищно-коммунальный сектор города Самары;

- по пару – АО «Самеко».

Режим работы ТЭЦ – круглогодичный, круглосуточный по электрическому графику, с провалами в выходные и праздничные дни для технологической нагрузки по пару и горячей воде.

Внедрены системы автоматического розжига горелок «АМАКС» с компьютерным управлением.

Котлы и турбины оснащены автоматическими системами управления технологических параметров.

Создан учебный центр с ЭВМ, позволяющий проводить подготовку персонала.

Организована пятая смена оперативного персонала, позволяющая интенсифицировать его подготовку.

2. генеральный план

Самарская ТЭЦ расположена на северо-востоке города, в промышленной зоне Кировского района, вблизи жилых массивов. При её проектировании учитывалась роза ветров для обеспечения минимального загрязнения жилых районов города. Железнодорожные пути ТЭЦ примыкают к железнодорожной станции Средневолжская. Автомобильные въезды осуществляются со стороны проспекта К. Маркса и улицы Алма-Атинской.

По климатическим условиям территория района относится к зоне расположения умеренного климата. Средняя температура наиболее холодной пятидневки – минус 30 ⁰С. Максимальная глубина промерзания – 165 см, сейсмичность до 6 баллов.

ТЭЦ предназначена для выработки электрической энергии и теплофикации жилых районов г. Самара, отпуска пара металлургическому заводу.

Площадка ТЭЦ представляет собой вытянутый с востока на запад прямоугольник длинной 1,9 км при средней ширине 400 м.

На общей территории в 79 га размещаются:

- промплощадка;

- стройбаза;

- мазутное хозяйство ТЭЦ.

На площадке расположены:

- две градирни;

- цех химводоочистки;

- административный корпус;

- главный корпус;

- теплофикационная насосная;

- циркуляционная насосная;

- насосная хозяйственного и пожарного водоснабжения;

- аккумуляторные баки;

- газораспределительные пункты;

- водогрейная котельная.

В целях пожарной безопасности мазутное хозяйство удалено от главного корпуса. Около каждого резервуара выполнена обваловка. На каждом резервуаре предусмотрены средства пожаротушения.

Ко всем зданиям и сооружениям выполнены необходимые технологические и противопожарные проезды и автодороги с асфальтобетонным покрытием. Ширина проезжей части дорог 7 метров вокруг главного корпуса и 5 метров все остальные. У каждого перекрестка автодорог расположены гидрантные колодцы. К постоянному торцу главного корпуса подходят два автомобильных въезда. Со стороны временного торца – автомобильный и железнодорожный подъезды.

Для обеспечения допустимых концентаций выбросов в атмосферу со стороны котельного отделения главного корпуса сооружены две дымовые трубы 180 м и 240 м, которые оборудованы системой грозозащиты и сигнальными огнями.

Тепловые выводы горячей воды и пара выходят на все четыре стороны площадки ТЭЦ, часть из них надземной прокладки, часть – подземной.

Линия ЛЭП – 110 кВ с ОРУ выходят в сторону пр. К. Маркса идут вдоль него и поворачивают на существующую подстанцию на ул. Чекистов.

3. описание главного корпуса

Главный корпус ТЭЦ выполнен по компоновке серийной газомазутной ТЭЦ и состоит из основного, вспомогательного оборудования, постоянного и временного торцов.

Основные несущие конструкции главного корпуса ТЭЦ выполнены стальными. Стены изготовлены из керамзитовых панелей. Межэтажные перекрытия выполнены из сборных железобетонных плит.

Компоновка корпуса выполнена двухпролетной:

- пролет котельного отделения                                                          - 25,1 м;

- пролет машзала                                                                                 - 39 м;

- шаг между колоннами                                                                      - 12 м;

- длина главного корпуса                                                                   - 252 м;

- ячейка парового котла                                                                           - 24 м;

- ячейка турбоагрегата                                                                        - 24,5 м.

Дутьевые вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели установлены на открытом воздухе.

Паровые котлы устанавливаются фронтом к машинному залу.

Деаэраторы высокого давления установлены на отметке 27,356 м в главном корпусе.

Длина ячейки турбоагрегата ПТ-60-130/13 составляет 24 м, турбоагрегата Т-100/120-130 – 24,4 м. Обслуживание турбин осуществляется на отметке 12 м.

Конденсационные установки расположены на отметке 4 м.

Пол машзала и котельного отделения находится на отметке 0,00 м.

Турбоагрегаты установлены поперек машзала. Около каждой турбины установлен питательный насос ПЭ-580-2030.

В деаэраторной этажерке на отметке 12 м расположены тепловые щиты управления.

На отметке 16 м расположены трубопроводы и паропроводный коридор.

На отметке 12 м в котельном отделении в постоянном торце находятся РРОУ, РОУ и БРОУ.

В котельном отделении установлены два мостовых крана грузоподъемностью 10 и 50 т, также как в турбинном отделении.

В турбинном отделении расположен ж/д въезд со стороны временного торца.

Ремонтные площадки расположены во временном торце главного корпуса.

4. основное оборудование станции

Калориферы

Для уменьшения низкотемпературной коррозии при сжигании мазута воз­дух перед входом в воздухоподогреватели подогревается до температуры по­рядка 70°С в калориферах типа (СО-110 по 18 секций на котел).

Установка для подогрева воздуха состоит из двух параллельно располо­женных в напорных воздуховодах секций калориферов. Секция насчитывает параллельные нитки последовательно включенных калориферов, расположен­ных друг над другом.

Греющей средой является сетевая вода, которая подогревается в подогре­вателях сетевой воды калориферов (теплообменниках типа ПСВ-200-7-15) по­верхностью нагрева = 200 м² паром. Общая поверхность нагрева калориферов –

2315 м².

Насосы

На Самарской ТЭЦ в котельном цехе находятся в эксплуатации большое количество насосов различных типов. В зависимости от технологических задач, характера среды, применяется тот или иной тип насоса. В котельном цехе нахо­дятся в эксплуатации центробежные, шестеренные, плунжерные насосы. В за­висимости от типа насоса имеются различия в их конструкции, порядке экс­плуатации.

Конденсатные насосы.

Агрегаты электронасосные КС 32-150-2 УХЛ4, КС 50-55-2 УХЛ4, КС 50-110-2 УХЛ4, КС 80-155-2 УХЛ4 предназначены для перекачивания конденсата в пароводяных сетях тепловых электростанций, работающих на ор­ганическом топливе.

Электронасосный агрегат состоит из насоса и приводного двигателя, установленных на общей фундаментной плите и соединенных при помощи упругой втулочно-кольцевой муфты.

В пределах насоса предусмотрены два коллектора, обеспечивающие под­вод и отвод охлаждающего конденсата или химически обессоленной воды к сальниковым уплотнителям.

Насосы рециркуляции сетевой воды.

Насос СЭ 2500-60-16 и агрегат электронасосный на его основе предназна­чен для использования как рециркуляционный для котлов КВГМ в составе крупных котельных установок и для перекачивания воды в тепловых сетях; на­сос СЭ 2500-60-8 и агрегат электронасосный на его основе - для перекачивания воды в тепловых сетях.

Электронасосный агрегат состоит из насоса, двигателя, муфты упругой и защитного корпуса.

Дозировочные насосы.

Агрегат электронасосный дозировочный предназначается для объемного камерного дозирования нейтральных и агрессирных жидкостей, эмульсий и суспензий с температурой от -15 °С до +200 °С, с концентрацией твердой среды до 10% по массе.

Агрегат состоит из редуктора, гидроцилиндра и электродвигателя.

В гидроцилиндре расположены плунжеры всасывающий и нагнетательный, шариковые клапаны и уплотнительное устройство.

Корпус шариковых клапанов в агрегате крепится к корпусу гидроцилиндра при помощи фланца.

Шестеренные насосы.

Насосы шестеренные предназначены для нагнетания потока минерального масла при его температуре 10-55 °С в смазочной системе стационарных машин.

Шестеренный насос имеет две стальные закаленные шестерни, закреплен­ные на ведущем и ведомом валах. Осевые перемещения шестерен ограничены пружинными кольцами.

Исходные данные для расчета

Место расположения ТЭЦ - г. Самара.

1. Станция имеет связь с энергосистемой.

2. Техническое водоснабжение - оборотное с градирнями.

3. Отпуск пара на производство:

- расход пара - D_п =40 кг/с (144 т/час);

- давление пара -1,3 МПа

4. Расчетные тепловые нагрузки ТЭЦ:

- на отопление                    -  = 688 МВт;

- на вентиляцию                 -  = 190 МВт;

- на горячее водоснабжение - Q^р_гв= 752 МВт.

5. Температурный график теплосети t_пс /t_oc = 115/60.

6. Коэффициент теплофикации

7. Доля возврата конденсата пара производственных потребителей _в .

Теплофикационная система открытого типа.

Уточнение исходных данных

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ

МВт.

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ распределяется на основные и пиковые источники тепла. Подогрев сетевой воды производится ступенчато. Турбоагрегат Т-100-130 имеет два теплофикационных отбора и встроенный пучок конденсатора. Применяя трехступенчатую схему, нагрев сетевой воды осуществляется последовательно во встроенных пучках конденсаторов, в нижних и верхних сетевых подогревателях.

Нагрузка пиковых водогрейных котлов = 30-50% от .

В дипломе предусматривается проектирование промышленно-отопительной ТЭЦ, поэтому в расчетах принята величина = 0,5.

Расчетная тепловая нагрузка сетевых подогревателей теплофикационных турбин:

 МВт;

и пиковых водогрейных котлов:

 МВт.

 

Расчетный расход пара из теплофикационных отборов всех турбин ТЭЦ на сетевые подогреватели, предварительно оценив величину разности энтальпий отборного пара и конденсата D i=2165 кДж/кг:

кг/с (1355 т/ч).

Величина расхода пара из регулируемых промышленных и теплофикационных отборов турбин для удовлетворения внешних технологических и теплофикационных нагрузок потребителей:

 кг/с (1499 т/ч).

Приняв величину =1,55, определим требуемое значение расхода пара энергетических котлоагрегатов ТЭЦ:

 т/ч (2323,5 кг/с),

где - коэффициент пропорциональности, учитывающий расход пара в нерегулируемые регенеративные отборы турбин и вентиляционные пропуски пара в конденсаторы.

Вакуумный деаэратор добавочной воды (ДВ)

В вакуумном деаэраторе добавочной воды производится удаление агрессивных газов из добавочной обессоленной воды.

Добавочная вода, поступающая в ВД после ХВО, должна иметь температуру =30 ⁰С. Задаваясь температурой на выходе из деаэратора =63 ⁰С, определяем колтчество прямой воды необходимой для нагрева добавочной воды до этой температуры. Греющим агентом в деаэраторе является прямая сетевая вода, которая последовательно нагревается в сетевых подогревателях турбин ПГВД и ПСВК, а также отбором турбин в бойлерах (см. рис. 6.3.)

                          

Рис. 6.3. Схема потоков пара и воды для вакуумного деаэратора добавочной воды

 кг/с (187,2 т/ч),

где =263,65 кДж/кг – энтальпия насыщения воды на выходе из ВД при = 63 ⁰С;

=125,66 кДж/кг – энтальпия добавочной воды при = 30 ⁰С;

=410,63 кДж/кг – энтальпия сетевой воды при = 98 ⁰С.

Теоретический объем воздуха

Теоретические объёмы воздуха , , необходимый для сжигания 1  топлива при  и нормальных физических условиях :

Объемы продуктов сгорания

Объемы продуктов сгорания, объемные доли трехатомных

газов и концентрации золовых частиц представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Величина и расчетная формула	Топка, перегреватель, экономайзер	Воздухоподогреватель
		Горячая часть	Холодная часть
1. Коэффициент избытка воздуха за газоходом	1,1	1,2	1,3
2. Средний коэффициент избытка воздуха	1,1	1,15	1,25
3. Объем водяных паров,	2,165	2,173	2,19
4. Полный объем газов,	12,78	13,32	14,4
5. Объемная доля трехатомных газов	0,091	0,087	0,08
6. Объемная доля водяных паров	0,169	0,163	0,152
7. Доля трехатомных газов и доля водяных паров	0,26	0,25	0,232

 

Потеря с теплом шлаков

Потеря с физической теплотой удаляемых шлаков принимаем .

Расход топлива

Расход топлива , , подаваемого в топочную камеру парового кот­ла, определяем по формуле:

,

где  - расчетная паропроизводительность котла, ;

   - энтальпия соответственно перегретого пара, питательной воды и кипящей воды в барабане парового котла, ;

   - расход вторично перегреваемого пара, , ( );

   - энтальпия вторично перегреваемого пара соответственно;

на входе и на выходе из пароперегревателя, ;

  - расход продувочной воды из барабанного парового котла, .

Расход продувочной воды из барабана котла определяем по формуле:

,

где  - непрерывная продувка котла, принимается в соответст­вии с п. 4.8.27 ПТЭ.

    При давлении перегретого пара  и , .

При давлении питательной воды  и ,

При давлении в барабане котла  и ,

Рассчитываем расход топлива:

Расчетный расход топлива с учетом механического недожога опреде­ляем по формуле:

.

Коэффициент сохранения теплоты рассчитываем по формуле:

Расчет теплообмена в топке

Фестон

Исходные данные для расчета фестона представлены в таблице 7.6.

Таблица 7.6

Наименование	Единица измерения
Диаметр труб:	50/38 .
Шаг между трубами:	210/210 .
Число труб по ходу газов:	3 .
Число труб по ширине газохода:	63 .
Полная поверхность:	83 .
Лучевоспринимающая поверхность:	13 .
Расчетная поверхность:	70 .
Дополнительная поверхность:	17,3 .
Сечение для прохода газов:	26 .
Температура газов на входе:	1080 °С.
Теплосодержание газов на входе:	19787,7 .
Температура газов на выходе:	1040 °С.
Теплосодержание газов на выходе:	19181,8 .

 

Тепловосприятие фестона по балансу:

,

где  - коэффициент сохранения теплоты, учитывающий потери теплоты поверхностью в окружающею среду.

Средняя температура газов:

°С.

Средняя скорость газов:

,

где  - объем газов на 1  топлива при ;

    - площадь живого сечения для прохода газов.

Температурный напор:

°С.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией:

,

где - поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов;

- поправка на компоновку пучка;

 - поправка на лияние физических параметров среды.

Суммарная поглощающая способность трехатомных газов:

,

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов.

Сила поглощения запыленного потока:

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов;

    коэффициент ослабления лучей газовой средой.

Коэффициент загрязнения поверхности нагрева:

0,0025 .

Температура поверхности загрязнения фестона:

°С,

где  коэффициент загрязнения поверхности нагрева, ;

    средняя температура среды, протекающая в рассчитываемой поверхности, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Коэффициент теплоотдачи излучением:

,

где  коэффициент теплоотдачи конвекцией, ;

   поправочные коэффициенты.

Коэффициент теплопередачи:

,

где  коэффициент теплоотдачи излучением и коэффициент теплоотдачи конвекцией.

Тепловосприятие фестона (по уравнению теплопередачи):

,

где  коэффициент теплопередачи, ;

    температурный напор, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Невязка теплового баланса:

Поворотная камера

Исходные данные для расчета поворотной камеры представлены в таблице 7.7.

Таблица 7.7

Наименование	Единица измерения
Лучевоспринимающая поверхность:	97,1 .
Температура газов на входе:	1040 °С.
Теплосодержание газов на входе:	19181,8 .
Температура газов на выходе:	1026 °С.
Теплосодержание газов на выходе:	18697,1 .

 

Тепловосприятие поворотной камеры по балансу:

,

где  - коэффициент сохранения теплоты, учитывающий потери теплоты поверхностью в окружающею среду.

Средняя температура газов:

°С.

Суммарная поглощающая способность трехатомных газов:

,

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов.

Сила поглощения запыленного потока:

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов;

    коэффициент ослабления лучей газовой средой.

Коэффициент загрязнения поверхности нагрева:

0,01 .

Температура поверхности загрязнения:

°С,

где  коэффициент загрязнения поверхности нагрева, ;

    средняя температура среды, протекающая в рассчитываемой поверхности, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Коэффициент теплоотдачи излучением:

,

где  коэффициент теплоотдачи конвекцией, ;

   поправочные коэффициенты.

Тепловосприятие поворотной камеры (по уравнению теплопередачи):

.

Тепловосприятие поворотной камеры излучением из топки:

.

Невязка теплового баланса:

Петля из опускных труб

Исходные данные для расчета петли из опускных труб представлены в таблице 7.11.

Таблица 7.11

Наименование	Единица измерения
Диаметр труб:	38/30 .
Шаг между трубами:	104/80 .
Поверхность нагрева:	99 .
Сечение для прохода газов:	24,5 .
Сечение для прохода пара:	0,231 .
Температура газов на входе:	858 °С.
Теплосодержание газов на входе:	15330 .
Температура пара на входе:	353 °С.
Теплосодержание пара на входе:	27017,4 .
Температура газов на выходе:	828 °С.
Теплосодержание газов на выходе:	14742,5 .

 

Тепловосприятие паперегревателя по балансу:

,

где  - коэффициент сохранения теплоты, учитывающий потери теплоты поверхностью в окружающею среду;

      - тепловосприятие дополнительных поверхностей нагрева.

Теплосодержание пара на выходе:

.

Температура пара на выходе:

 °С.

Средняя температура газов:

°С.

Средняя температура пара:

°С.

Средний удельный объем пара:

.

Средняя скорость газов:

,

где  - объем газов на 1  топлива при ;

    - площадь живого сечения для прохода газов.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией:

,

где - поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов;

- поправка на компоновку пучка;

 - поправка на влияние физических параметров среды.

Коэффициент загрязнения:

.

Средняя скорость пара:

.

Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару:

,

где  поправочные коэффициенты, определяются по номограммам.

Температура поверхности загрязнения:

°С,

где  коэффициент загрязнения поверхности нагрева, ;

    средняя температура среды, протекающая в рассчитываемой поверхности, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Эффективная толщина излучающего слоя:

.

Суммарная поглощающая способность трехатомных газов:

,

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов.

Сила поглощения запыленного потока:

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов;

    коэффициент ослабления лучей газовой средой.

Коэффициент теплоотдачи излучением:

,

где  коэффициент теплоотдачи конвекцией, ;

   поправочные коэффициенты.

Коэффициент теплопередачи:

.

Температурный напор на входе газов:

 °С.

Температурный напор на выходе газов:

 °С.

Средний температурный напор:

где  большая и меньшая разность температур теплообменивающихся сред на границах поверхности.

Тепловосприятие пароперегревателя (по уравнению теплопередачи):

,

где  коэффициент теплопередачи, ;

    температурный напор, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Температурный напор в дополнительной поверхности:

°С.

Тепловосприятие в дополнительной поверхности:

,

где  коэффициент теплопередачи, ;

    температурный напор, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Невязка теплового баланса:

Петля из опускных труб

Исходные данные для расчета петли из опускных труб представлены в таблице 7.15.

Таблица 7.15

Наименование	Единица измерения
Диаметр труб:	38/30 .
Шаг между трубами:	104/80 .
Поверхность нагрева:	104 .
Сечение для прохода газов:	24,5 .
Сечение для прохода пара:	0,231 .
Температура газов на входе:	726,2 °С.
Теплосодержание газов на входе:	12782,6 .
Температура пара на входе:	358 °С.
Теплосодержание пара на входе:	2755 .
Температура газов на выходе:	694 °С.
Теплосодержание газов на выходе:	12176,8 .

 

Тепловосприятие пароперегревателя по балансу:

,

где  - коэффициент сохранения теплоты, учитывающий потери теплоты поверхностью в окружающею среду;

      - тепловосприятие дополнительных поверхностей нагрева.

Теплосодержание пара на выходе:

.

Температура пара на выходе:

 °С.

Средняя температура газов:

°С.

Средняя температура пара:

°С.

Средний удельный объем пара:

.

Средняя скорость газов:

,

где  - объем газов на 1  топлива при ;

    - площадь живого сечения для прохода газов.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией:

,

где - поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов;

- поправка на компоновку пучка;

 - поправка на лияние физических параметров среды.

Коэффициент загрязнения:

.

Средняя скорость пара:

.

Коэффициент теплоотдачи от стенки к пару:

.

где  поправочные коэффициенты, определяются по номограммам.

Температура поверхности загрязнения:

°С,

где  коэффициент загрязнения поверхности нагрева, ;

    средняя температура среды, протекающая в рассчитываемой поверхности, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Эффективная толщина излучающего слоя:

.

Суммарная поглощающая способность трехатомных газов:

,

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов.

Сила поглощения запыленного потока:

где  давление газов в топочной камере, принимают ;

   эффективная толщина излучающего слоя, ;

   объемная доля трехатомных газов;

    коэффициент ослабления лучей газовой средой.

Коэффициент теплоотдачи излучением:

,

где  коэффициент теплоотдачи конвекцией, ;

   поправочные коэффициенты.

Коэффициент теплопередачи:

.

Температурный напор на входе газов:

 °С.

Температурный напор на выходе газов:

 °С.

Средний температурный напор:

где  большая и меньшая разность температур теплообменивающихся сред на границах поверхности.

Тепловосприятие пароперегревателя (по уравнению теплопередачи):

,

где  коэффициент теплопередачи, ;

    температурный напор, °С;     

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Температурный напор в дополнительной поверхности:

°С.

Тепловосприятие в дополнительной поверхности:

,

где  коэффициент теплопередачи, ;

    температурный напор, °С;

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Невязка теплового баланса:

РВП (горячая часть)

Исходные данные для расчета горячего пакета РВП представлены в таблице 7.19.

Таблица 7.19

Наименование	Единица измерения
Эквивалентный диаметр труб:	9,6 .
Поверхность нагрева:	17896 .
Сечение для прохода газов:	19,4 .
Сечение для прохода воздуха:	13,4 .
Температура газов на входе:	250 °С.
Теплосодержание газов на входе:	4500 .
Температура воздуха на входе:	74 °С.
Теплосодержание воздуха на входе:	954,6 .
Температура воздуха на выходе:	224 °С.
Теплосодержание воздуха на выходе:	2872 .

 

Отношение количества воздуха, проходящего через горячую часть РВП, к теоретически необходимому:

Тепловосприятие поверхности по балансу:

.

Средняя температура воздуха:

 °С.

Теплосодержание воздуха при средней температуре:

.

Теплосодержание газов на выходе:

.

Температура газов на выходе:

 °С.

Средняя температура газов:

°С.

Средняя скорость газов:

,

где  - объем газов на 1  топлива при ;

    - площадь живого сечения для прохода газов.

Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны:

,

где - поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов;

- поправка на компоновку пучка;

 - поправка на влияние физических параметров среды.

Коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху:

,

где - поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов;

- поправка на компоновку пучка;

 - поправка на влияние физических параметров среды.

Коэффициент теплопередачи:

.

Средняя температура стенки:

°С.

 

Температурный напор на входе:

 °С.

Температурный напор на выходе газов:

 °С.

Средний температурный напор:

где  большая и меньшая разность температур теплообменивающихся сред на границах поверхности.

Тепловосприятие РВП (по уравнению теплопередачи):

,

где  коэффициент теплопередачи, ;

    температурный напор, °С;     

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Невязка теплового баланса:

РВП (холодная часть)

Исходные данные для расчета холодного пакета РВП представлены в таблице 7.20.

Таблица 7.20

Наименование	Единица измерения
Эквивалентный диаметр труб:	7,8 .
Поверхность нагрева:	7732 .
Сечение для прохода газов:	17,72 .
Сечение для прохода воздуха:	12,2 .
Температура газов на входе:	143 °С.
Теплосодержание газов на входе:	2678,5 .
Температура воздуха на входе:	30 °С.
Теплосодержание воздуха на входе:	385,9 .
Температура воздуха на выходе:	74 °С.
Теплосодержание воздуха на выходе:	954,6 .

 

Отношение количества воздуха, проходящего через холодную часть РВП, к теоретически необходимому:

Тепловосприятие поверхности по балансу:

.

Средняя температура воздуха:

 °С.

Теплосодержание воздуха при средней температуре:

.

Теплосодержание газов на выходе:

.

Температура газов на выходе:

 °С.

Средняя температура газов:

°С.

Средняя скорость газов:

,

где  - объем газов на 1  топлива при ;

    - площадь живого сечения для прохода газов.

Коэффициент теплоотдачи с газовой стороны:

,

где - поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов;

- поправка на компоновку пучка;

 - поправка на влияние физических параметров среды.

Коэффициент теплоотдачи от стенки к воздуху:

,

где - поправка на число поперечных рядов труб по ходу газов;

- поправка на компоновку пучка;

 - поправка на влияние физических параметров среды.

Коэффициент теплопередачи:

.

Средняя температура стенки:

°С.

Температурный напор на входе:

 °С.

Температурный напор на выходе газов:

 °С.

Средний температурный напор:

где  большая и меньшая разность температур теплообменивающихся сред на границах поверхности.

Тепловосприятие РВП (по уравнению теплопередачи):

,

где  коэффициент теплопередачи, ;

    температурный напор, °С;     

    теплообменная поверхность, ;

    расчетный расход топлива, .

Невязка теплового баланса:

Невязка теплового баланса котла:

Расхождение равно 0,18 %, что меньше допустимого 0,5 %.

 

Исходные данные

1. Расчетная денежная единица – тыс. руб.     

  2. Коэффициент пересчета (курсовая разница) – 30,8 руб./долл.                                                                         

  3. Интервал планирования, дней – 360.

  4. Срок жизни проекта (количество интервалов планирования) – 12 лет.                                                     

  5. Средние значения тарифов на отпускаемую электрическую и энергию (для ТЭЦ) – 1784 руб./тыс. и 504 руб./Гкал.

  6. Средняя величина нормы амортизации, % от проектируемых полных капитальных вложений – 10%.

  7. График освоения дополнительных (проектных) мощностей: 1-й год – 65 %; 2-й год – 35 %.

  8. Налог на прибыль, % (по состоянию на текущий момент) – 20%.

 

Заключение

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

2. Анализируя эффективность проекта без учета внешнего коммерческого финансирования (за счет собственных средств) необходимо отметить, что простой срок окупаемости капитальных вложений составит 5,2 лет, а дисконтированный срок окупаемости 6,5 лет (при внутренней нормы прибыли –    IRR = 19 % и E = 10,0%).

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

Полученное значение ЧДД =1177154тыс. руб. (при Е = 10,0 %) и ЧДД = 640571   тыс. руб. (при Е = 14,5 %) говорит о том, что ЧДД > 0, проект является эффективным и может рассматриваться вопрос о его принятии.

4. Расчетное значение оценочного показателя IRR (внутренняя норма прибыли, в %) или внутренняя норма доходности ВНД = 19% говорит о том, что при Е = 10,0% сумма дисконтируемых эффектов (чистый дисконтированный приток денежных средств) будет равен дисконтированным (к тому же моменту времени) капитальным вложениям. ВНД = 19 % это предельно допустимая (максимальная) стоимость денежных средств (величина процентной ставки по кредиту, размер дивидендов по эмитируемым акциям и т.д.), которые могут привлекаться для финансирования проекта.

Если для реализации проекта потребуется получение банковской ссуды, то значение ВНД = 19 % показывает, верхнюю границу допустимого уровня банковской процентной ставки, при выполнении которой делает проект убыточным: т.е. для анализируемого проекта процентная ставка не должна быть свыше 19,3%.

5. Расчетное значение рентабельности инвестиций (NPVR = 59,2 %) говорит о том, что по проекту ожидается 0,592 руб. чистого дисконтированного притока на каждый рубль дисконтированных инвестиционных расходов. Обычно расчет NPVR дополняют оценочным показателем NPV (или ЧДД).

6. Полученные значения простого срока окупаемости капитальных вложений (Т_ОК=5,2 лет при Е = 10%) показывает, что 5,2 года необходимо для возмещения инвестиционных расходов. Это наглядно отображено на графике (см. рис.8.4) изменения накопленного дохода по временным интервалам (точка пересечения кривой накопленного дохода с осью временных интервалов).

Значение дисконтированного срока окупаемости (Т_ОК(Д) =7,4 лет для Е = 10,0%) показывает, что сумма эффектов дисконтированных на момент завершения инвестиций будет равна сумме дисконтированных инвестиций.

7. Однако показатель срок окупаемости не учитывает весь период функционирования инвестиций и, следовательно, на него не влияет вся та отдача, которая лежит за пределами Т_ОК.

Поэтому показатель срока окупаемости (Т_ОК) служит не столько оценочным показателем эффективности инвестиций, сколько в виде ограничения при принятии решения, то есть если срок окупаемости проекта больше, чем принятые ограничения, то оно исключатся из списка возможных инвестиционных проектов .

Финансово – экономический анализ отчета прибыли наглядно отображает величину прибыли получаемой предприятием за весь срок жизни проекта. Нераспределенная прибыль к концу 12 года жизни проекта составляет 3349889 тыс. руб.

8. Получены диаграммы изменения основных финансово-экономических показателей по годам жизни проекта: диаграмма изменения операционных затрат, себестоимости и выручки от реализации электрической энергии (см. рис. 9.1); диаграммы формирования накопленной чистой прибыли (см. рис. 9.2); диаграмма притока и оттока денежных потоков и их накопление к 12 году жизни проекта (см. рис. 9.3); диаграмма накопления чистого и чистого дисконтированного дохода (см. рис. 9.4).

Рис. 7.1. Диаграмма изменения операционных затрат, себестоимости и выручки

от реализации электрической энергии

 

Рис. 7.2. Диаграммы формирования накопленной чистой прибыли

Рис. 7.3. Диаграмма притока и оттока денежных потоков и их накопление к 12 году жизни проекта

Рис. 7.4. Диаграмма накопления чистого и чистого дисконтированного дохода

10. Техническое водоснабжение

На ТЭЦ действует оборотная система охлаждения конденсаторов турбин, маслоохладителей, газа и воздухоохладителей, подшипников и другого вспомогательного оборудования.

Источник водоснабжения системы - городской водопровод питьевой воды.

Целесообразность подпитки технологической системы питьевой водой обусловлена подачей на ТЭЦ на нужды подпитки тепловых сетей города по открытой схеме горячего водоснабжения значительных расходов питьевой воды.

В 1989 году, согласно протоколу совместного совещания Главцентрэнерго и Главного управления капитального строительства, утвержденного заместителем министра энергетики и электрификации СССР от 29.11.87 "О внесении изменений в тепловую схему Куйбышевской ТЭЦ с целью максимального использования отработанного пара", БО ВЭП была разработана рабочая документация самостоятельной оборотной системы замасленного контура охлаждения маслоохладителей турбин, питательных и сетевых насосов и другого вспомогательного оборудования для избежания попадания загрязнений в оборотную систему теплосети при открытой схеме горячего водоснабжения.

В настоящее время сооружения оборотной системы замасленного контура находятся в стадии строительства.

На ТЭЦ выполнена оборотная система охлаждения основного и вспомогательного оборудования с градирнями.

Охлажденная в градирнях циркуляционная вода поступает в самотечный канал, откуда насосами циркуляционной насосной станции подается напорными водоводами на конденсаторы турбин и далее на градирни.

Охлаждение маслоохладителей, газоохладителей, воздухоохладителей, подшипников и другого вспомогательного оборудования предусмотрено также циркуляционной водой из напорных водоводов этой системы.

Сброс теплой воды от охлаждения маслоохладителей осуществлен в самотечный канал по самостоятельному трубопроводу.

Охлаждающая вода от подшипников, загрязненная маслами, направляется на очистные сооружения и после очистки возвращается в оборотную систему технического водоснабжения.

В зимнем режиме турбины типа Т-100 работают во "встроенных пучках" с охлаждением пара подпиточной водопроводной водой, конденсатор турбины ПТ-60 и вспомогательное оборудование охлаждаются оборотной водой по схеме летнего режима с использованием градирен.

Охлаждение маслоохладителей турбин, сетевых и питательных насосов, а также всего вспомогательного оборудования переключается на замасленный контур, включающий в себя: градирню, цирк. насосную, напорные водоводы.

Охлажденная вода после градирни подается в камеру охлажденной воды и далее четырьмя циркуляционными насосами подается на охлаждение оборудования.

Вода после охлаждения оборудования поступает в камеру нагретой воды цирк. насосной, откуда второй группой насосов подается на градирню.

Источником водоснабжения для восполнения естественных потерь в оборотных системах, для нужд ВПУ подпитки котлов и теплосетей по открытой схеме водозабора, служит городской водопровод питьевой воды.

При осуществлении схемы по максимальному использованию отработанного пара, источником водоснабжения для ВПУ подпитки котлов будет служить циркуляционная вода, забираемая из градирен основной оборотной системы, вокруг которых предусмотрена санитарно-защитная зона в границах, согласованных с ГОРСЭС.

На станции установлены две башенные градирни площадью 2600 м², пленочного типа с естественной вентиляцией.

Основные данные:

- площадь орошения                                      - 2600 м²;

- плотность орошения                                    - 6-8 м³/м²;

- высота                                                           - 72 м.;

- диаметр чаши и нижней части                     - 58 м.;

- глубина бассейна                                             - 1,75 м.;

- количество насадок                                      - 2336 шт.;

- запас воды в бассейне                                  - 4700 м³;

- охлаждающий эффект                                  - 8-10 ˚С;

- расход циркуляционной воды                    - 16500-20000 м³/час;

- напор в разбрызгивающих соплах                      - 1,4 м.в.ст.

Основные части:

- вытяжная башня, состоящая из металлических конструкций, покрытых гофрированным алюминием. Башня предназначена для создания естественной тяги воздуха через ороситель. Воздух поступает в градирню через окна, расположенные в нижней части башни.

- водораспределительное устройство, служащее для распределения охлаждаемой воды по площади оросителя, состоит из 12 распределительных труб.

- 28 рядов оросительных труб с разбрызгивающими соплами расположенными концентрично окружности градирни.

- под оросительными трубами находится ороситель, состоящий из асбоцементных листов, скрепленных в пакеты. По оросителю вода стекает в водосборный бассейн.

- водосборный бассейн, служит для сбора охлажденной воды, которая по самотечным каналам подается к циркуляционным насосам.

- противообледенительное устройство служит для предотвращения обмерзания оросителя и представляет из себя кольцевой трубопровод расположенный по периметру градирни, в который врезаны трубы с разбрызгивающими насадками. В трубопровод подается циркуляционная вода после конденсаторов турбины.

11. Топливное хозяйство

Мазутное хозяйство

Предназначено для обеспечения бесперебойной подачи подогретого и профильтрованного мазута в количестве, соответствующем нагрузке котлов, с давлением и вязкостью, необходимым для нормальной работы форсунок. Для обеспечения перечисленных выше задач на мазутном хозяйстве имеются следующие участки:

- эстакада мазутослива с двумя приемными резервуарами по 600 м³ каждый;

- мазутохранилище с металлическими баками №№ 1¸4 по 20000 м³ каждый;

- две мазутонасосные;

- магистральные мазутопроводы от мазутонасосных до котельного цеха.

Указанные участки предусмотрены двухступенчатой раздельной схемой, т.е. схемой с разделением контуров подачи мазута в котельный цех и циркуляционного разогрева и перемешивания мазута в мазутных баках. Подача мазута к котлам осуществляется насосами I и II подъемов. Циркуляционное перемешивание и разогрев мазута в мазутных баках производится насосами рециркуляции через подогреватели ПМР № 1¸3.

На Самарской ТЭЦ сжигается мазут марки М-40 и М-100.

Приемно-сливное устройство (эстакада мазутослива) предназначено для приема, слива и перекачки в мазутные резервуары прибывшего в железнодорожных цистернах мазута и включает в себя следующие сооружения и оборудование:

- сливную эстакаду, предназначенную для обслуживания 52 прибывающих под слив цистерн;

- межрельсовые подземные сливные лотки, соединенные каналами, по которым слитый мазут самотеком поступает в приемные резервуары №1 и №2.

- гидрозатворы и фильтры сетки с ячейкой 10×10 мм расположены в каналах.

Гидрозатворы служат для предотвращения распространения взрывной волны или пламени в приемные резервуары при загорании мазута в лотках или на сливной эстакаде.

Фильтры-сетки служат для очистки поступающего в приемные емкости мазута от крупных предметов (рукавиц, спецодежды, ветоши, щепы и т.д.);

- приемные резервуары, предназначенные для сбора сливаемого мазута из цистерн и сглаживания неравномерностей слива.

На каждой из 2-х приемных емкостей установлены:

- по 2 перекачивающих погружных насоса артезианского типа 20НА-22×3, производительностью 600 м³/час, напором 65 м ст. жидкости.

- по 2 дыхательных трубопровода, люк лаз с откидной крышкой.

Мазутосклад состоит из 4-х металлических мазутных баков по 20000м³ каждый, служит для хранения мазута и подготовки его к сжиганию (подогрев, перемешивание).

Резервуары объединены в 2 группы, в каждой группе по два резервуара по всасу насосов первого подъема.

В помещениях мазутонасосных и рядом с ними размещено следующее основное оборудование:

- фильтры грубой очистки . В мазутонасосных №1,2 по два фильтра грубой очитки диаметром 800 мм установлены на всасе перед насосами I подъема и предназначены для улавливания грубых взвесей при подаче мазута из расходных резервуаров.

- насосы I подъема в количестве 4-х штук в мазутонасосной №1, в количестве 3-х штук в мазутонасосной №2.

Насосы I подъема предназначены для перекачивания мазута через подогреватели мазута, фильтры тонкой очистки и создания подпора на всасывающей стороне насосов 2 подъема.

- фильтры тонкой очистки в количестве 11 штук в мазутонасосной №1 и №2. Фильтры тонкой очистки установлены перед насосами II подъема и предназначены для защиты форсунок котлов, насосов 2 подъема от забивания.

- подогреватели мазута (основные) в количестве 4-х штук на площадке мазутонасосной №1. Подогреватель мазута ПМ-10-60 горизонтального типа, состоящий из корпуса, двух крышек – разделительных камер, трубной системы (многоходовая – 12 ходов).

- подогреватели мазута (основные) в количестве 3-х штук на площадке мазутонасосной №2. Подогреватель мазута ПМР-13-60 представляет собой горизонтальный аппарат, состоящий из:

- паровой крышки;

- трубного пучка;

- трубной системы;

- мазутной крышки.

- насосы II подъема в количестве 7 штук установлены в мазутонасосных №1 и №2. Насосы II подъема предназначены для подачи мазута в котельный цех и создания необходимого давления мазута перед форсунками котлов. Насосы II подъема установлены после фильтров тонкой очистки.

- рециркуляционные насосы в количестве 2 шт. Рециркуляционные насосы предназначены для перемешивания мазута, хранящегося в резервуарах.

- система мазутопроводов с арматурой – для прокачки мазута внутри мазутонасосной и подачи мазута к котлам (всасывающие и напорные мазутопроводы и трубопроводы рециркуляции мазута), - система внутренней циркуляции мазута. Мазутонасосные оборудованы подвесными кран-балками грузоподъемностью 5 т.

- на эстакаде трубопроводов от мазутонасосных №1,2 до главного корпуса расположены:

- 1-ый паропровод d _Н×S 325×7 мм р=13 кгс/см² t=250°С;

- 2-ой трубопровод d _Н×S 325×7 мм p=13 кгс/см² t=250°С;

- 1-ый, 2-ой мазутопроводы d _Н×S 219×7 мм с 2 спутниками d _Н×S 28×2,5 мм;

- мазутопровод рециркуляции d _Н×S 108×4 с 1 спутником d _Н×S  28×2,5 мм;

- прямой и обратный трубопроводы отопления d _Н×S 76×3,5мм.

Трубопроводы пара, мазута и отопления выполнены с тепловой изоляцией. На трубопроводах пара и мазута в нижних точках имеются дренажи.

На мазутном хозяйстве имеются системы:

- паровой продувки оборудования и мазутопроводов;

- дренажей оборудования и мазутопроводов;

- паропроводов и конденсатопроводов;

- охлаждающей воды;

- приточно-вытяжной вентиляции.

На оборудовании мазутного хозяйства установлены схемы аварийного ввода резерва (АВР) и блокировок.

Схемы АВР выполнены на электродвигателях следующей группы насосов:

- мазутные насосы I подъема;

- мазутные насосы II подъема;

- насосы пенного пожаротушения.

Блокировки имеются на эл. двигателях следующих насосов:

- перекачивающих насосов ТТЦ;

- дренажных насосов всех объектов.

Схема АВР на эл. двигателях собственных нужд работают по двум факторам:

- при отключении автомата (включателя) двигателя работающего насоса;

- снижение давления в общей напорной магистрали.

Топливное хозяйство

С использованием газового топлива возникают такие опасности, как: взрыв, пожар или отравление людей. Взрыв возникнет, если концентрация газа в воздухе, внутри какой-то емкости или в помещении, находится в диа­пазоне взрываемости этого газа, и есть источник воспламенения - открытый огонь или высоко нагретая поверхность.

Для предотвращения взрыва необходимо производить продувки газопровода со сбросом газо-воздушной смеси через продувочные свечи. Произ­водить периодический осмотр и проверку исправности арматуры, оборудо­вания и герметичности всех соединений наружных и внутренних газопрово­дов ГРП и котельной. Плотность соединений газопровода обеспечивается выбором определенного материала и качеством монтажа. Отравление людей возникает в результате загазованности помещений, в которых они находятся. Поэтому необходимо проверять помещения на загазованность воздуха в них с помощью газоанализаторов.

Недопустимо проверять наличие утечек газа при помощи открытого огня. Плотность газопровода проверяется путем промазывания мест, где возможны утечки газа мыльным раствором.

При разрыве и нарушении плотности газопровода немедленно отклю­чают поврежденный участок задвижками со стороны поступления газа и ор­ганизуют усиленную вентиляцию помещения.

При использовании мазута возникает опасность пожара при разливе его и контакте с открытым огнем или высоко нагретыми поверхностями. По­этому курение, применение открытого огня в помещениях мазутонасосных недопустимо. На мазутопроводах на входе в котельную установлена запор­ная арматура с электроприводом и местным управлением и вывешены таблички: «Закрыть при пожаре». К мазутным форсункам имеется свободный подход, удобный доступ для обслуживания и ремонта.

Во избежание ожогов при обратном ударе пламени, отверстия для ус­тановки форсунок имеют экраны, а вентили, регулирующие подачу мазута к форсункам, или их приводы, располагаются в стороне от отверстий.

Не допускается отогревать огнем замершие части мазутного хозяйства. Подогревают мазут в резервуарах с помощью пара, который подается по змеевикам, до температуры не выше 90°.

Для исключения беспрепятственного растекания мазута вокруг храни­лища предусмотрена обваловка высотой не менее 1 м.

Для предупреждения отравления людей парами мазута предусмотрена вентиляция мазутонасосной. Работы по ремонту и очистке резервуаров мазута проводятся с выполнением правил техники безопасности.

Требования к территории и рабочим местам

Разработаны и доведены до сведения персонала безопасные маршруты следования по территории предприятия к месту работы и планы эвакуации на случай пожара или аварийной ситуации; все проходы, проезды, входы и выходы освещены и безопасны для движения пешеходов и транспорта. Настилы площадок и переходов надежно укреплены; для освещения помещений, в которые не исключено проникновение горючих газов, паров взрывоопасных веществ, применяется осветительная аппаратура во взрывоопасном исполнении. В производственных помещениях выполнены аварийное освещение и сеть 12В; концентрация вредных веществ в воздухе рабочей зоны производственных помещений не превышает установленных ПДК; воздух рабочей зоны производственных помещений соответствует ГОСТ 12.1.005-76 «ССБТ Воздух рабочей зоны. Общие санитарные и гигиенические требования»; установлены автоматы с питьевой водой и фонтанчики.

Требования к оборудованию

Газотурбинные установки должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003 и ГОСТ 12.2.049.

Конструкция оборудования ГТУ должна обеспечивать пожаровзрывобезопасность при их работе. Общие требования к взрывобезопасности, взрывопредупреждению и взрывозащите - по ГОСТ 12.1.010.

Конструкция оборудования ГТУ должна быть приспособлена к работе со стационарной системой противопожарной сигнализации и защиты.

Электрооборудование ГТУ по электробезопасности должно соответствовать ГОСТ 12.1.019, ГОСТ 12.1.030 и ГОСТ 12.1.038.

Горячие поверхности ГТУ в местах возможного контакта обслуживающего персонала должны быть закрыты теплоизоляцией или защитными кожухами. Температура наружной изоляции или кожуха не должна превышать 45°С.

В конструкции оборудования ГТУ должны быть предусмотрены предохранительные и оградительные устройства, необходимые для безопасной эксплуатации, и меры по исключению возможности действия токсических веществ на обслуживающий персонал.

Требования к температуре, влажности и подвижности воздуха в рабочей зоне в зданиях (укрытиях) и в операторной - по ГОСТ 12.1.005.

Уровни звукового давления в октавных полосах частот и уровни звука в местах постоянного присутствия обслуживающего персонала (в операторной), а также эквивалентный уровень звука, воздействующий на обслуживающий персонал при кратковременном техническом осмотре работающего оборудования в течение рабочей смены, не должны превышать установленных ГОСТ 12.1.003.

Допустимые значения общей вибрации на рабочих местах в помещениях, где работают энергетические ГТУ, должны соответствовать ГОСТ 25364-97.

Создаваемый работающей ГТУ шум (звук) не должен превышать 80дБ на расстоянии 1 м от установки.

Пожарная безопасность

В целях пожарной безопасности на территории ТЭЦ существуют три въезда, кольцевой подъезд к цехам, автомобильные дороги с асфальтовым покрытием, пожарное депо, обваловка мазутных резервуаров, системы по­жаротушения во всех основных цехах и помещениях, пожарная сигнализа­ция. Проезды для пожарных машин проложены вокруг склада мазута поло­сой шириной 6 м. В целях безопасности маршрутное хозяйство удалено от основной площадки ТЭЦ и соединено с ней автомобильной дорогой с усо­вершенствованным покрытием.

Территория резервуаров мазута ограждена обваловкой высотой 2 м и регулярно очищается от посторонних отходов.

Все здания и помещения имеют первичные средства пожаротушения. Огневые работы проводятся при оформлении наряда - допуска с разрешения представителя пожарной охраны.

Все принимаемые на работу проходят инструктаж по пожарной безопасно­сти.

Междуэтажные перекрытия, полы изготавливаются огнестойкими, во­донепроницаемыми, ровными, нескользкими.

Для тушения пожаров в генераторах и синхронных генераторах с водородным охлаждением предусматриваются стационарные углекислотные или азотные установки с дистанционным и дублирующим ручным управле­нием и передвижные углекислотные установки с ручным пуском. В целях повышения пожарной безопасности на ТЭЦ необходимо применять кабели только с негорючими покрытиями. Трассы кабелей проходят на безопасных расстояниях от нагретых поверхностей. Необходимо предусмотреть их за­щиту от внешних воздействий и перегрева. В кабельных каналах предусмат­ривается автоматическое пожаротушение с использованием пены или воды в распыленном виде.

Стационарными автоматическими установками пожаротушения обо­рудуются трансформаторы напряжением 500 кВ и более.

14. Охрана окружающей среды

Энергетика является мощным источником загрязнения атмосферного воз­духа, дающим более четверти всех выбросов промышленных предприятий, Котельными агрегатами электростанций выбрасываются в атмосферу почти поло­вина всех сернистых соединений, большое количество окислов азота, эоловых и сажистых частиц, содержащих в себе микроэлементы многих тяжелых метал­лов. При неудовлетворительной организации сжигания топлив с дымовыми га­зами ТЭС в атмосферу поступают СО, С_mН_n,NO_X и т. д. Для объективной сани­тарно-гигиенической оценки состояния той или иной природной среды (в т, ч. атмосферного воздуха) разработаны критерии, основным из которых является предельно допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества, научно уста­навливаемая для каждого вида в отдельности. Независимо от лимитирующего показателя вредности (токсикологического, общесанитарного) при установлении ПДК вещества исходят из концепции создания наиболее благоприятных условий для сохранения здоровья населения.

Под ПДК понимают такую концентрацию загрязняющего вещества, кото­рая при ежедневном воздействии на организм человека в течение длительного времени не вызывает каких-либо патологических изменений или заболеваний, а также не нарушает биологического оптимума существования человека. В по­следние годы ужесточены нормы ПДК, в том числе на окислы серы, азота и углерода.

Современные промышленные предприятия и тепловые электростанции пу­тем сооружения высоких дымовых труб, позволяющих рассеивать вредные соединения, золу, сажу и пыль на большие пространства, обеспечивают нормы их ПДК в атмосфере. Однако стремительное развитие индустрии приводит к про­порциональному росту массы выбросов вредных веществ. При этом в природной среде могут возникнуть глобальные изменения, которые в перспективе мо­гут нанести вред настоящим и будущим поколениям. Поэтому в настоящее время в целях совершенствования санитарно-гигиенических норм ПДК пред­ложена система ограничений выбросов абсолютных количеств вредных веществ в окружающую среду, получившая название норм предельно допусти­мых выбросов (ПДВ). Такая система нормирует для всех промышленных пред­приятий, включая электрические станции, обязательные предельные значения количеств выбрасываемых загрязнений. Причем количество выбросов отдельных источников (ПДВ) в районе их расположения не должно превышать ПДК. В соответствии с современными техническими возможностями улучшения экологичности источников определяют количество временно согласованных выбросов (ВСВ) Одновременно рассчитывают и величину ПДВ, которая должна быть достигнута на конечном этапе в соответствии с нормативами.

ПДВ - это норма предельного загрязнения атмосферы выбросами данного предприятия, позволяющая более четко определить ответственность каждого объекта выброса за чистоту атмосферного воздуха данного населенного пункта или региона, более обоснованно планировать природоохранные мероприятия, организовать рациональные системы контроля и учета поступающих в атмо­сферу вредных веществ от всех источников.

В 1982 году была завершена инвентаризация выбросов вредных веществ с дымовыми газами котлоагрегатов. Поскольку почти все ТЭС проектировались по старым нормам, то, как показала инвентаризация, выбросы загрязнителей в атмосферу в большинстве случаев оказались выше допустимых. Поэтому были разработаны нормы временно согласованных выбросов (ВСВ) для каждого энергопредприятия с ограниченным сроком действия. Кроме того, разработана и реализуется комплексная программа по охране природы до 2000 года.

Главная цель этой программы - обеспечить планомерный переход от ВСВ к ПДВ, т. е. к экологическому нормативу, к снижению абсолютных выбросов в атмосферу. Практически переход от ВСВ к ПДВ для ТЭС означает, что планирование внедрения мероприятий по охране окружающей среды должно стать таким же правилом, как и планирование мероприятий по снижению удельных расходов топлива на производство тепловой и электрической энергии.

Расположение Самарской ТЭЦ

Город Самара - областной центр, один из крупнейших промышленных центров Российской Федерации. Расположен на левом возвышенном берегу ре­ки Волга. Перепад территории города по высоте не превышает 50 м на 1 км.

ТЭЦ расположена в промышленной зоне Кировского района вблизи жилых массивов. В зоне влияния ТЭЦ, радиусом 12 км, находится значительная часть города. Однако, расположение ТЭЦ очень благоприятно по условиям наименьшего загрязнения атмосферного воздуха города её вредными выбросами, так как господствующие западные (18%), юго-западные (12%), южные (11%) направления ветра относят дымовые газы ТЭЦ в сторону, противоположную городу и его зелёной зоне отдыха вдоль реки Волга.

14.2.  Факторы, определяющие количественную сторону образования CO, SO_x, NO_x в дымовых газа котлоагрегатов Самарской ТЭЦ

Окись углерода.

В энергетических и водогрейных котлах СамТЭЦ уровень выхода окиси углерода сравнительно невелик, т. к. режим горения в них хорошо отлажен и автоматизирован. Тем не менее при сжигании топлив с малыми избытками воз­духа в топке уровень выхода СО может быть более значительным. Топка котла БКЗ-420-140 НГМ способна генерировать до 9,7 кг СО на каждую тонну сжигаемого мазута и до 8,9 кг - на каждые 1000м³ природного газа; топки водогрейных котлов способны выбросить от 6,0 до 19 кг на 1 тонну мазута и от 5 до 18 кг на 1000м³ газа. В мощных котлоагрегатах генерация СО преимущественно происходит из-за плохого смесеобразования топлива и воздуха в горелочных устройствах, недостаточного массообмена в топке, неточного порционирования топлива и воздуха по отдельных горелкам.

Окислы серы.

При сжигании мазута в дымовые газы переходит в виде SO₂+SO₃ практически вся сера топлива. Из общей массы сернистых соединений доля SO₃ составляет от 1 до 7%. При сжигании топлива с α<=1 непосредственно в факеле мож­но обнаружить, кроме SO₂ и SO₃ двухатомную S₂ и сероводород H₂S. Количество тех или иных составляющих соединений серы зависит от состава газовой смеси и ее температуры. В газовом тракте сера топлива претерпевает ряд слож­ных превращений, однако основной составляющей остается SO₂ Соединения серы не только вредны для окружающей среды, но и агрессивны в коррозионном отношении. Надо помнить о том, что до сих пор наиболее радикальным пу­тем снижения количества сернистых соединений, выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами котельных агрегатов, является очистка топлива от серы на нефтеперегонных предприятиях. Частично обессеренное жидкое топливо по­ступает на ТЭС, однако его недостаточно, т, к. экономически, технически оправданный путь облагораживания топлива до подачи его в топки котлов пока не нашел должного развития из-за больших капиталовложений в его реализацию. Поэтому мазуты, подаваемые на электростанции, имеют стабильно высокое со­держание серы.

Окислы азота.

В топках и камере сгорания ГТУ при горении образуется 95-99% окиси NO и 1-5% более токсичной двуокиси NO₂ азота.

Образование окислов азота при горении происходит в результате окисления азота воздуха в зоне максимальных температур (воздушные NO_X), а также при разложении и последующем окислении азотосодержащих компонентов ор­ганической части топлива (топливные NO_X).

Несмотря на небольшую долю NO₂ в окислах азота, в реальных топочных устройствах оно заметно возрастет с увеличением избытков воздуха (например из-за присосов на водогрейных котлах. Избыток воздуха, определяющий концентрацию O₂, является важным фактором, способным увеличить или снизить образование NO_X.

Теоретически наибольшая концентрация должна получаться при α<=1. Однако из-за несовершенства смесеобразования топлива и воздуха максимум выхода окислов азота имеет место при α>1 (обычно 1,1-1,3). Одновременно для уменьшения выхода окислов азота следует уменьшать температуру в ядре горения. Ориентировочно пороговая температура газов в топке, выше которой осо­бенно активно генерируются окислы азота, составляет 1500°С.

Важнейшими режимными способами снижения NO_X являются: уменьше­ние избытков воздуха, снижение температуры в зоне горения, рециркуляция дымовых газов, а также применение двухступенчатого сжигания топлива (на э/к №5). Применение двухступенчатого режима горения топлива (газа) на э/к №5, возможное в результате реконструкции горелочных устройств нижнего и верхнего ярусов, позволило довести количество NO_X при нагрузке 420 т/ч не более 185 мг/м³ при неработающих обоих ВРГ.

Очистка сточных вод

Для очистки сточных вод, загрязнённых нефтепродуктами, поступающих из главного корпуса, ТФН, пиковой котельной, при содержании нефтепродуктов до 100 мг/л предназначены очистные сооружения главного корпуса (ОЧС). Проектная производительность ОЧС - 200 м³/ч. для очистки сточных вод от мазута и масел принята схема установки с напорной флотацией.

Сточные воды, поступающие на ОЧС, через регулирующую камеру распределяются по приёмным резервуарам. Поток сточных вод, освобожденный от плавающих нефтепродуктов и грубых механических примесей, самотёком поступает на всас центробежных насосов. Одновременно на всас подаётся атмосферный воздух, подсасываемый эжектором за счет создаваемого насосом напора воды. Пузырьки воздуха поднимают на поверхность флотаторов нефтепродукты. Образуется легкоудаляемый пенообразный слой, который сгребается специальным механизмом в пеносборный лоток. Всплывшие нефтепродукты из нефтеловушек приёмных резервуаров флотаторов собираются и самотёком попадают в резервуар, где подогреваются и перекачиваются в автобойлер, который отвозит нефтепродукты для сжигания в ТТЦ.

Очищенная во флотаторе вода подаётся на двухступенчатую адсорбционную очистку в механические двухкамерные и угольные фильтры. После угольных фильтров вода подаётся для повторного использования в схеме ТЭЦ.

Загрузка камер механических фильтров двухслойная: нижний слой Н=50см - кварцевый песок, верхний слой Н=50см - антрацит. Угольные фильтры загружены активированным углём.

15. Гражданская оборона

Гражданская оборона направлена на защиту населения, создание необходимых условий для устойчивой работы объектов народного хозяйства в военное время, а в случае применения противником оружия массового поражения -на проведение спасательных работ.

Задачи, решаемые гражданской обороной, можно разделить на три группы:

Обеспечение защиты населения от всех видов оружия массового пораже­ния - обучение населения способам защиты, оповещение его о возникшей угро­зе нападения и проведение рассредоточения рабочих и служащих к эвакуации из крупных городов, обеспечение людей коллективными и индивидуальными средствами защиты.

Повышение устойчивости работы в военное время предприятий важней­ших отраслей народного хозяйства, всех видов транспорта, энергетики.

Заблаговременная подготовка мер и средств для проведения спасательных и неотложных аварийно-восстановительных работ в очагах массового пораже­ния; обеспечение бесперебойного руководства этими силами, оказание меди­цинской помощи населению; борьба с пожарами и другими бедствиями; обеззараживание территории, продовольствия, сооружений.

РЕФЕРАТ

Страниц-178, таблиц-32, рисунков-12, приложений-2.

Графическая часть 8 листов:

- СамГТУ 140101.079.2.31.003;

- СамГТУ 140101.079.2.31.004;

- СамГТУ 140101.079.2.31.005;

- СамГТУ 140101.079.2.31.006;

- СамГТУ 140101.079.2.31.007;

- СамГТУ 140101.079.2.31.008;

- СамГТУ 140101.079.2.31.009;

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос расширения Самарской ТЭЦ турбиной Т-100/120-130 и котлом БКЗ-420-140НГМ. Произведен расчет принципиальной тепловой схемы, расчет парового котла БКЗ-420-140НГМ. Рассмотрены вопросы охраны труда, охраны окружающей среды, гражданской обороны.

Котлоагрегат, турбогенератор, конденсатор, деаэратор, тепловой расчет, энергетические показатели, регулятор тепловой нагрузки.

Разработан спецвопрос: модернизация цнд турбины пт-60/80-130/13, с целью повышения эффективности лабиринтовых уплотнений.

 

 

Введение. 5

1. краткая характеристика самарской тэц.. 6

2. генеральный план.. 7

3. описание главного корпуса.. 9

4. основное оборудование станции.. 10

4.1. Краткое описание энергетического котла БКЗ-420-140 НГМ.. 10

4.2. Краткое описание водогрейного котла КВГМ-180. 15

4.3. Краткое описание водогрейного котла ПГВМ-100. 19

4.4. Краткое описание турбины Т-100/120-130/13. 22

4.5. Краткое описание турбины ПТ-60-130/13. 27

4.6. Краткое описание турбины Р-50-130/13. 29

5. вспомогательное оборудование. 30

5.1. Регенеративные воздухоподогреватели. 30

5.2. Калориферы.. 31

5.3. Насосы.. 31

5.4. Быстродействующие редукционно-охладительные установки. 33

5.5. Вспомогательное оборудование машинного зала. 34

6. Расчет тепловой схемы турбины т-100/120-130/13. 36

6.1. Исходные данные для расчета. 36

6.2. Уточнение исходных данных. 36

6.3. Расчет внешних узлов тепловой схемы.. 37

7. тепловой расчет котла бкз-420-140 нгм.. 50

7.1. Расчетные характеристики топлива. 50

7.2. Расчет объемов продуктов сгорания, объемных долей трехатомных газов и концентрация золовых частиц в газоходах котла. Расчет энтальпии воздуха и продуктов сгорания. 50

7.3. Тепловой баланс котельного агрегата. 53

7.4. Расчет теплообмена в топке. 56

7.5. Работа первого регулятора перегрева. 63

7.6. Вторая ступень пароперегревателя (ширмы) 64

7.7. Фестон. 69

7.8. Поворотная камера. 71

7.9. Крайние пакеты за третьей ступенью пароперегревателя. 72

7.10. Работа второго регулятора перегрева. 76

7.11. Средние пакеты третьей ступени пароперегревателя. 76

7.12. Петля из опускных труб. 78

7.13. Средние пакеты четвертой ступени пароперегревателя. 81

7.14. Работа третьего регулятора перегрева. 84

7.15. Крайние пакеты четвертой ступени пароперегревателя. 85

7.16. Петля из опускных труб. 86

7.17. Первая ступень пароперегревателя. 90

7.18. Вторая часть водяного экономайзера. 93

7.19. Первая часть водяного экономайзера. 95

7.20. Дополнительные поверхности в конвективной шахте. 98

7.21. РВП (горячая часть) 98

7.22. РВП (холодная часть) 100

7.23. Результаты теплового расчета котла БКЗ-420-140 НГМ.. 103

8. Эспециальный вопрос: модернизация цнд турбины пт-60/80-130/13, с целью повышения эффективности лабиринтовых уплотнений.. 105

9. Экономический анализ проекта.. 116

9.1. Исходные данные. 116

9.2. Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект 117

9.3. Определение дополнительных отпусков электрической энергии. 117

9.4. Определение эксплуатационных расходов. 118

9.5. Определение показателей себестоимости электрической энергии для расширяемой части ТЭЦ.. 120

9.6. Финансово-экономический анализ по программе «Alt-Invest-Prim». 122

9.7. Итоговые результаты оценки эффективности проекта. 128

9.8. Заключение. 129

10. Техническое водоснабжение. 136

11. Топливное хозяйство.. 139

11.1. Мазутное хозяйство. 139

11.2. Хозяйство газообразного топлива. 143

12. Технологические трубопроводы на площадке ТЭЦ. Тепловая изоляция.. 144

13. Охрана труда.. 145

13.1. Топливное хозяйство. 146

13.2. Требования к территории и рабочим местам. 147

13.3. Требования к оборудованию.. 148

13.4. Пожарная безопасность. 149

14. Охрана окружающей среды.. 150

14.1. Расположение Самарской ТЭЦ.. 152

14.2. Факторы, определяющие количественную сторону образования CO, SO_x, NO_x в дымовых газа котлоагрегатов Самарской ТЭЦ.. 152

14.3. Мероприятия для снижения уровня вредных выбросов в атмосферу. 154

14.4. Очистка сточных вод. 155

15. Гражданская оборона.. 156

15.1. Мероприятия гражданской обороны.. 157

15.2. Общая характеристика ТЭЦ с точки зрения ГО.. 159

Заключение. 161

Библиографический список. 162

Приложения. 163

Введение

Перспективное направление развития энергетики связано с газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) энергетическими установками тепловых электрических станций. Эти установки имеют особые конструкции основного и вспомогательного оборудования, режимы работы и управления.

Постоянно совершенствуется паровой цикл ПГУ, осуществляется переход к двухконтурным и трехконтурным котлам-утилизаторам с промежуточным перегревом пара. Для стабилизации параметров и повышения мощности установки используют дожигание топлива.

В последние годы значительно возрос интерес к энергетическим ГТУ и ПГУ, их особенностям и работе на электростанциях. Парогазовые установки на природном газе – единственные энергетические установки, которые в конденсационном режиме работы отпускают электроэнергию с КПД нетто более 58%.

В настоящее время имеется достаточно схем, по которым работают современные ПГУ. Наиболее приоритетной является схема с паровым приводом компрессора. У данной схемы имеется ряд преимуществ, например, вся мощность, вырабатываемая газовой турбиной, является полезной; степень сжатия компрессора составляет 6÷8 вместо 16÷18, что обеспечивает уменьшение работы сжатия и мощности компрессора, уменьшение числа его ступеней. При постоянной температуре газов перед газовой турбиной уменьшается степень расширения в газовой турбине. Это в свою очередь ведет к увеличению температуры за газовой турбиной, т.е. перед котлом-утилизатором. За счет этого в котле-утилизаторе генерируется пар стандартных параметров, увеличивается расход пара за котлом-утилизатором. Увеличение расхода пара ведет к увеличению мощности паровой турбины.

В результате применения данной схемы появляется возможность использовать существующее оборудование, повысить экономичность станции и конкурировать на энергетическом рынке.

1. краткая характеристика самарской тэц

Эксплуатация Самарской ТЭЦ начата 1 ноября 1972 года с момента розжига 1-го водогрейного котла ПТВМ-100. В декабре 1975 года введен 1-й энергоблок: паровой котел БКЗ-420-140 НГМ, турбина ПТ-60-130, генератор ТВФ-63-2, трансформатор ТРДЦН-63.

В настоящее время установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 390 МВт, тепловая – 1942 Гкал/ч (горячее водоснабжение – 928 Гкал/ч, вентиляция – 117 Гкал/ч, отопление – 902 Гкал/ч).

На ТЭЦ установлено 5 газомазутных котлов типа БКЗ-420-140 НГМ, 3 водогрейных котла типа ПТВМ-100, 5 водогрейных котлов типа КВГМ-180, 1 турбина типа ПТ-60-130-13, 3 турбины типа Т-100/120-130-3 и 1 турбина Р-50-130/13.

В структурном составе ТЭЦ насчитывается 7 технологических цехов, 9 отделов и 3 лаборатории.

Основным видом топлива является природный газ, резервным – мазут.

Производительность ХВО составляет:

- по обессоленной воде – 272 т/ч;

- по хим. очищенной воде – 6180 т/ч.

Система горячего водоснабжения города – «открытая» с суммарной циркуляцией сетевой воды по тепловым магистралям 18-20 тыс. м³/ч.

ТЭЦ связана с энергетической системой воздушными линиями 110 кВт через подстанцию «Кировская», расположенную в 2,5 км от Самарской ТЭЦ.

Основные потребители ТЭЦ:

- по горячей воде – жилищно-коммунальный сектор города Самары;

- по пару – АО «Самеко».

Режим работы ТЭЦ – круглогодичный, круглосуточный по электрическому графику, с провалами в выходные и праздничные дни для технологической нагрузки по пару и горячей воде.

Внедрены системы автоматического розжига горелок «АМАКС» с компьютерным управлением.

Котлы и турбины оснащены автоматическими системами управления технологических параметров.

Создан учебный центр с ЭВМ, позволяющий проводить подготовку персонала.

Организована пятая смена оперативного персонала, позволяющая интенсифицировать его подготовку.

2. генеральный план

Самарская ТЭЦ расположена на северо-востоке города, в промышленной зоне Кировского района, вблизи жилых массивов. При её проектировании учитывалась роза ветров для обеспечения минимального загрязнения жилых районов города. Железнодорожные пути ТЭЦ примыкают к железнодорожной станции Средневолжская. Автомобильные въезды осуществляются со стороны проспекта К. Маркса и улицы Алма-Атинской.

По климатическим условиям территория района относится к зоне расположения умеренного климата. Средняя температура наиболее холодной пятидневки – минус 30 ⁰С. Максимальная глубина промерзания – 165 см, сейсмичность до 6 баллов.

ТЭЦ предназначена для выработки электрической энергии и теплофикации жилых районов г. Самара, отпуска пара металлургическому заводу.

Площадка ТЭЦ представляет собой вытянутый с востока на запад прямоугольник длинной 1,9 км при средней ширине 400 м.

На общей территории в 79 га размещаются:

- промплощадка;

- стройбаза;

- мазутное хозяйство ТЭЦ.

На площадке расположены:

- две градирни;

- цех химводоочистки;

- административный корпус;

- главный корпус;

- теплофикационная насосная;

- циркуляционная насосная;

- насосная хозяйственного и пожарного водоснабжения;

- аккумуляторные баки;

- газораспределительные пункты;

- водогрейная котельная.

В целях пожарной безопасности мазутное хозяйство удалено от главного корпуса. Около каждого резервуара выполнена обваловка. На каждом резервуаре предусмотрены средства пожаротушения.

Ко всем зданиям и сооружениям выполнены необходимые технологические и противопожарные проезды и автодороги с асфальтобетонным покрытием. Ширина проезжей части дорог 7 метров вокруг главного корпуса и 5 метров все остальные. У каждого перекрестка автодорог расположены гидрантные колодцы. К постоянному торцу главного корпуса подходят два автомобильных въезда. Со стороны временного торца – автомобильный и железнодорожный подъезды.

Для обеспечения допустимых концентаций выбросов в атмосферу со стороны котельного отделения главного корпуса сооружены две дымовые трубы 180 м и 240 м, которые оборудованы системой грозозащиты и сигнальными огнями.

Тепловые выводы горячей воды и пара выходят на все четыре стороны площадки ТЭЦ, часть из них надземной прокладки, часть – подземной.

Линия ЛЭП – 110 кВ с ОРУ выходят в сторону пр. К. Маркса идут вдоль него и поворачивают на существующую подстанцию на ул. Чекистов.

3. описание главного корпуса

Главный корпус ТЭЦ выполнен по компоновке серийной газомазутной ТЭЦ и состоит из основного, вспомогательного оборудования, постоянного и временного торцов.

Основные несущие конструкции главного корпуса ТЭЦ выполнены стальными. Стены изготовлены из керамзитовых панелей. Межэтажные перекрытия выполнены из сборных железобетонных плит.

Компоновка корпуса выполнена двухпролетной:

- пролет котельного отделения                                                          - 25,1 м;

- пролет машзала                                                                                 - 39 м;

- шаг между колоннами                                                                      - 12 м;

- длина главного корпуса                                                                   - 252 м;

- ячейка парового котла                                                                           - 24 м;

- ячейка турбоагрегата                                                                        - 24,5 м.

Дутьевые вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели установлены на открытом воздухе.

Паровые котлы устанавливаются фронтом к машинному залу.

Деаэраторы высокого давления установлены на отметке 27,356 м в главном корпусе.

Длина ячейки турбоагрегата ПТ-60-130/13 составляет 24 м, турбоагрегата Т-100/120-130 – 24,4 м. Обслуживание турбин осуществляется на отметке 12 м.

Конденсационные установки расположены на отметке 4 м.

Пол машзала и котельного отделения находится на отметке 0,00 м.

Турбоагрегаты установлены поперек машзала. Около каждой турбины установлен питательный насос ПЭ-580-2030.

В деаэраторной этажерке на отметке 12 м расположены тепловые щиты управления.

На отметке 16 м расположены трубопроводы и паропроводный коридор.

На отметке 12 м в котельном отделении в постоянном торце находятся РРОУ, РОУ и БРОУ.

В котельном отделении установлены два мостовых крана грузоподъемностью 10 и 50 т, также как в турбинном отделении.

В турбинном отделении расположен ж/д въезд со стороны временного торца.

Ремонтные площадки расположены во временном торце главного корпуса.

4. основное оборудование станции

Краткое описание энергетического котла БКЗ-420-140 НГМ

Котельный агрегат типа БКЗ-420-140 НГМ-3 однобарабанный, вертикально-водотрубный, с естественной циркуляцией, предназначен для производства пара при сжигании газа или мазута под наддувом.

Котел спроектирован для работы со следующими параметрами:

- производительность по перегретому пару        - 420 т/ч;

- давление пара в барабане                                    - 159 кгс/см²;

- давление перегретого пара за первой задвижкой - 140 кгс/см²;   

- температура перегретого пара                            - 545 ° С;

- величина наддува в топочной камере составляет – 500 кгс/см².

Допускается максимально длительная производительность 450 т/ч, без увеличения давления в барабане.

Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 160 ° С при соответствующем снижении производительности котла.

Компоновка котла выполнена по П-образной сомкнутой схеме. Топка представляет собой первый восходящий газоход. Вверху топки расположена 2-ая ступень пароперегревателя – ширмы, во втором (опускном) газоходе расположены конвективный пароперегреватель (3-я, 4-ая, и 1-ая ступени) и водяной экономайзер (1-ая и 2-ая ступени). Подогрев воздуха осуществляется в вынесенном регенеративном воздухоподогревателе. Топка и конвективная шахта имеет общую газоплотную стенку, которая является экраном топки.

Водяной объем котла – 130 м³;

Паровой объем котла – 87 м³.

Топочная камера котельного агрегата открытого типа призматической формы полностью экранирована гладкими трубами размером 60X6мм из стали 20 и 15ХМ с вваркой между ними металлической полосы шириной 20 мм, толщиной 6 мм из стали 15 ХМ.

Экранированная поверхность топки разбита на отдельные экраны, а именно: фронтовой, задний и два боковых.

В нижней части котлоагрегата задний и фронтовой экраны образуют под топки, который закрывается шамотным кирпичом. Для ввода газов рециркуляции фронтовой экран образует порог под подом.

В верхней части котлоагрегата фронтовой экран переходит в наклонный потолок (угол к горизонтали 15⁰), а в нижней части образует порог, прикрывающий от прямого излучения факела сопла ввода рециркуляционных газов в топочную камеру. Задний экран образует трехрядный фестон из гладких труб.

Прочность наклонных участков фронтового и заднего экранов достигается установкой уплотнительных коробок, на фронтовом — трех, на заднем — одной. В плане топка имеет размеры: по фронту 13180 мм, в глубину 5930мм. Объем топочной камеры составляет 1427 м³.

Экраны разделены на 15 циркуляционных контуров, из которых 13 относятся к чистому отсеку, а 2 - к соленому.

На фронтовом экране на отметках 8,16 м и 11,65 м расположены в два ряда восемь газомазутных горелок производительностью 3800 м³/ч по газу и 3,5 т/ч по мазуту.

Барабан котла с внутренним диаметром 1600 мм выполнен из стали 16ГНМА. Для получения качественного пара в котле применена схема двухступенчатого испарения.

Первую ступень испарения (чистый отсек) составляют: барабан с фронтовыми, задними и боковыми экранами, кроме передних секций задних блоков боковых экранов, которые совместно с выносными циклонами составляют вторую ступень испарения (соленый отсек). Каждый блок выносных циклонов состоит из трех камер 426x36 (сталь 20) с расположенными в них дырчатыми подпорными листами, антикавитационными крестовинами и улитками.

Сепарационными устройствами 1 ступени испарения являются внутрибарабанные циклоны с барботажной промывкой пара и дырчатый пароприемный потолок.

Сепарационными устройствами II ступени испарения являются выносные циклоны. Пароводяная смесь подводится к улитке циклона. В циклоне вода, отжатая к стенке, стекает вниз, а пар проходит вверх через дырчатый пароприемный потолок и по трубам 133x13 (сталь 20) направляется в паровой объем барабана.

Для предотвращения попадания пара в опускную систему циркуляционного контура в нижней части циклона установлена крестовина, ликвидирующая вращение воды и образование воронок над входом в опускные трубы. Антикавитационные решетки имеются внизу барабана над опускными трубами.

Пароперегреватель котла по характеру тепловосприятия полурадиационно-конвективного типа.

Полурадиационную часть пароперегревателя составляют ширмы, расположенные в верхней части топки (IIступень пароперегревателя).

Конвективная часть состоит из третьей, четвертой и первой ступеней пароперегревателя, расположенных в опускном газоходе, также включены панели, которые образуют опускной газоход котла (потолок, задняя и боковые стенки конвективной шахты).

По ходу движения пара первая ступень пароперегревателя - противоточная, третья и четвертая ступени - прямоточные (относительно движения дымовых газов).

Для уменьшения температурных разверток пара применены перемешивание и переброс пара с левой стороны котла на правую и наоборот. Регулирование, температуры пара осуществляется в пароохладителях первой, второй и третьей ступени.

Конвективная шахта представляет собой опускной газоход с расположенным в нём пароперегревателем и водяным экономайзером. Передней стенкой конвективной шахты является задний экран топочной камеры, боковые и задние стенки образованы газоплотными панелями, которые включены в контур пароперегревателя.

В верхней части конвективной шахты расположены третья, четвертая и первая ступени пароперегревателя.

В нижней части опускного газохода расположен двухступенчатый водяной экономайзер, каждая ступень которого состоит из четырех блоков.

Змеевики экономайзера выполнены из труб 32х4 (сталь 20). Питательная вода входит в четыре камеры 219х25 (сталь 20) нижнего пакета водяного экономайзера, проходит первый пакет и направляется к установке «собственного» конденсата. Из конденсаторов вода поступает в нижние камеры верхнего пакета экономайзера 219х25 (сталь 20), проходит по змеевикам до верхних камер, затем направляется в барабан котла.

Для осуществления химического контроля качества котловой воды, питательной воды, пара и впрыскиваемого конденсата на котле имеются устройства для отбора проб.

На котле применена однониточная схема питания. Узел питания состоит из основной питательной линии с регулирующим клапаном условным диаметром d _У=250 мм (основной клапан) и регулирующими клапанами d _У=100 мм, предназначенными для работы на сниженных нагрузках.

Обмуровка котла представляет собой пространственную конструкцию из вулканитных плит и асбестоперлитовой массы. Огнеупорные материалы применены только в амбразурах и гарнитуре.

На котле установлен дутьевой вентилятор типа ВДН-25х2 двухстороннего всасывания. Направление вращения ротора – правое. На всас к вентилятору воздух подводится всасывающим коробом через два кармана, в каждом из которых установлено по одному осевому направляющему аппарату, предназначенному для регулирования производительности вентилятора. Направляющие аппараты между собой соединены жестко с помощью специальной тяги и при открытии и закрытии перемещаются строго синхронно.

Основные параметры ВДН-25х2 на режиме максимального КПД:

- производительность                                                 - 550 10³ м³/час;

- полное давление при температуре 30° С                - 780 кгс/см²;

- рабочая скорость вращения                                     - 745/980 об/мин;

- Максимальный КПД                                                - 85%;

- Потребляемая мощность                                         - 1400 кВт.

Установка рециркуляции газов выполнена двумя параллельными потоками, каждый из которых состоит из вентиляторов типа ВГДН-17, всасывающего и напорного коробов. На всасывающем газоходе, идущим из короба дымовых газов перед РВП, установлено по одному отсекающему клапану и направляющему аппарату вентилятора. На напорном коробе вентилятора установлено по одному отсекающему клапану. Установка рассчитана на подачу около 30 % от расхода газа при полной нагрузке котла. Газы рециркуляции подаются в трубопроводы горячего воздуха после РВП, а затем в топку для снижения выбросов NO₂ (окислов азота) в продуктах сгорания газовоздушной смеси.

Характеристика вентилятора горячего дутья ВГДН-17:

- производительность                                                - 109 500 м³/час;

- полный напор при температуре рабочей среды 336° С и указанной производительности                                                            - 457 кгс/см²;

число оборотов                                                - 1500 об/мин.

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: