ПРОЕКТ ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ ДЛЯ ООО «ПО «КИРИШИНЕФТЕОРГСИНТЕЗ» Г. КИРИШИ

Иван Налётов

ПРОЕКТ ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ ДЛЯ ООО «ПО «КИРИШИНЕФТЕОРГСИНТЕЗ» Г. КИРИШИ

Реферат Выпускная квалификационная работа включает в свой состав 77 стра-ниц, 15 рисунков, 19 таблиц, 27 источников, 4 листа графического материа-ла. Ключевые слова: ТЭЦ, энергетика, нефтепереработка, тепловая энер-гия. Аннотация: Обеспечение надежной и бесперебойной поставки тепловой энергии для стратегически важных промышленных предприятий – важней-шая задача энергетики. Нефтеперерабатывающий комплекс – один из основ-ных потребителей тепловой энергии. В выпускной квалификационной работе бакалавра выполнен проект промышленно-отопительной ТЭЦ для ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» г. Кириши, разработаны генеральный план ТЭЦ, система обеспечения работы ТЭЦ, разработана и рассчитана тепловая схема ТЭЦ, выбрано основное и вспомогательное оборудование ТЭЦ, сделаны вы-воды по результатам проектирования и выполнены чертежи генерального плана ТЭЦ, продольного и поперечного разреза главного корпуса ТЭЦ, тепловой схемы ТЭЦ. Key words: CHPP, power engineering (industry), oil refining, thermal ener-gy. Abstract: Ensuring reliable and uninterrupted supply of heat for strategical-ly important industrial enterprises is an important task of energy. The oil refining complex is one of the main consumers of thermal energy. The final qualifying work of the bachelor completed the project of industrial heating CHPP for OOO "PO "Kirishinefteorgsintez" Kirishi, developed the master plan of the CHPP, the system for ensuring the operation of the CHPP, developed and calculated thermal scheme of the CHPP, selected the main and auxiliary equipment of the CHPP, made you-water on the design results and made drawings of the master plan of the CHPP, longitudinal and transverse section of the main building of the CHPP.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (ФГБОУ ВПО «СПбГПУ»)

ID: 5f108a1ccd3d3e00014236c3

UUID: 3a274f10-a9b5-0138-0f12-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 4 лет назад

Просмотры: 87

26.58

Иван Налётов

Санкт-Петербургский государственный политехнический университет (ФГБОУ ВПО «СПбГПУ»)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 1,7 МБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого Институт энергетики и транспортных систем Кафедра «Атомная и тепловая энергетика» Работа допущена к защите Заведующий кафедрой ___________________ А.А. Калютик «___» ______________ 2018 г. ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА БАКАЛАВРА ПРОЕКТ ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ ДЛЯ ООО «ПО «КИРИШИНЕФТЕОРГСИНТЕЗ» Г. КИРИШИ по направлению 13.03.01 «Теплоэнергетика и теплотехника» по образовательной программе 13.03.01_01 «Промышленная теплоэнергетика» Выполнил студент гр. 43221/1 _______________ И.Д. Налетов Руководитель доцент, к.т.н. _______________ Н.Т. Амосов Консультант по нормоконтролю _______________ А.А. Уцеховский Санкт-Петербург 2018

САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ПЕТРА ВЕЛИКОГО ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И ТРАНСПОРТНЫХ СИСТЕМ Кафедра «Атомная и тепловая энергетика» Утверждаю «____» _____________2018 г. Зав. кафедрой _______________ (подпись) ЗАДАНИЕ НА ВЫПОЛНЕНИЕ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ БАКАЛАВРА Направление подготовки: 13.03.01 «Теплоэнергетика и теплотехника» студенту: гр. 43221/1 Налетову Ивану Дмитриевичу 1. Тема проекта (работы): Проект промышленно-отопительной ТЭЦ для ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез" г. Кириши 2. Срок сдачи студентом законченного проекта (работы): ________________ 3. Исходные данные к проекту (работе): 4. Содержание расчетно-пояснительной записки: (перечень подлежащих разработке вопросов) Введение 1. Разработка генерального плана ТЭЦ. 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования. 3. Разработка и расчет тепловой схемы. 4. Разработка систем обеспечения работы ТЭЦ. Заключение. Список использованной литературы. 5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей): 1. Генеральный план ТЭЦ. 2. Продольный разрез главного корпуса ТЭЦ (план). 3. Поперечный разрез главного корпуса ТЭЦ (компоновка) 4. Тепловая схема ТЭЦ. 6. Дата выдачи задания: ___________________________________________ Руководитель: ___________________________________ Амосов Н.Т. Задание принял к исполнению: _________________________________ (дата, подпись студента)

3 Реферат Выпускная квалификационная работа включает в свой состав 77 страниц, 15 рисунков, 19 таблиц, 27 источников, 4 листа графического материала. Ключевые слова: ТЭЦ, энергетика, нефтепереработка, тепловая энергия. Аннотация: Обеспечение надежной и бесперебойной поставки тепловой энергии для стратегически важных промышленных предприятий – важнейшая задача энергетики. Нефтеперерабатывающий комплекс – один из основных потребителей тепловой энергии. В выпускной квалификационной работе бакалавра выполнен проект промышленно-отопительной ТЭЦ для ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» г. Кириши, разработаны генеральный план ТЭЦ, система обеспечения работы ТЭЦ, разработана и рассчитана тепловая схема ТЭЦ, выбрано основное и вспомогательное оборудование ТЭЦ, сделаны выводы по результатам проектирования и выполнены чертежи генерального плана ТЭЦ, продольного и поперечного разреза главного корпуса ТЭЦ, тепловой схемы ТЭЦ. Key words: CHPP, power engineering (industry), oil refining, thermal energy. Abstract: Ensuring reliable and uninterrupted supply of heat for strategically important industrial enterprises is an important task of energy. The oil refining complex is one of the main consumers of thermal energy. The final qualifying work of the bachelor completed the project of industrial heating CHPP for OOO "PO "Kirishinefteorgsintez" Kirishi, developed the master plan of the CHPP, the system for ensuring the operation of the CHPP, developed and calculated thermal scheme of the CHPP, selected the main and auxiliary equipment of the CHPP, made you-water on the design results and made drawings of the master plan of the CHPP, longitudinal and transverse section of the main building of the CHPP.

4 СОДЕРЖАНИЕ Введение ...................................................................................................................... 6 1. Разработка генерального плана ТЭЦ ......................................................... 13 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования.............................. 15 2.1. Производственные и коммунально-бытовые потребители ............ 16 2.2. Выбор турбогенераторов........................................................................ 22 2.3. Выбор котельных установок................................................................. 24 2.3.1. Выбор пиковых водогрейных котлов ........................................... 24 2.3.2. Выбор паровых котлов .................................................................... 25 2.4. 3. 4. Описание и характеристика устанавливаемого оборудования ..... 25 2.4.1. Характеристика турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 .............................. 25 2.4.2. Характеристика пикового водогрейного котла КВ-ГМ-58,2 ... 31 2.4.3. Характеристика парового котла Е-500-13,8 ГМН...................... 33 2.5. Компоновка главного корпуса ТЭЦ .................................................... 36 2.6. Выбор вспомогательного оборудования ............................................. 38 2.6.1. Выбор деаэраторов повышенного давления ............................... 39 2.6.2. Выбор атмосферных деаэраторов .................................................. 41 2.6.3. Выбор питательных насосов........................................................... 42 2.6.4. Выбор тягодутьевых установок ..................................................... 44 2.6.5. Расчет дымовой трубы ..................................................................... 45 Разработка и расчет тепловой схемы.......................................................... 50 3.1. Разработка тепловой схемы .................................................................. 50 3.2. Расчет тепловой схемы ........................................................................... 50 3.3. Годовые показатели работы ТЭЦ ........................................................ 57 Разработка систем обеспечения работы ТЭЦ ........................................... 59 4.1. Система топливоснабжения ТЭЦ ........................................................ 59 4.1.1. 4.1.2. 4.2. Газовое хозяйство .............................................................................. 59 Мазутное хозяйство .......................................................................... 60 Техническое водоснабжение .................................................................. 64

5 4.3. Химводоподготовка ................................................................................ 66 Заключение ............................................................................................................... 69 Список использованных источников ................................................................. 70 Приложение 1 ........................................................................................................... 73 Приложение 2 ........................................................................................................... 74 Приложение 3 ........................................................................................................... 75 Приложение 4 ........................................................................................................... 76

6 Введение Обеспечение тепловой и электрической энергией нефтегазодобывающих и перерабатывающих предприятий – важнейшая задача энергетики, обеспечивающая колоссальные объемы потребления всех видов энергии. В этой связи, модернизация и развитие нефтеперерабатывающих комплексов требует поставки высокопотенциальных источников теплоты и огромного количества электроэнергии, продуцирование которых – задача промышленно-отопительных ТЭЦ. Киришский НПЗ (ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез») был заложен в 1966 году и построен в рамках Всесоюзной ударной комсомольской стройки. Вот уже 52 года КИНЕФ – основная топливная артерия и крупнейший нефтеперерабатывающий завод Северо-Запада России, на сегодняшний день перерабатывает до 21 миллиона тонн нефти в год. Основная продукция нефтеперерабатывающего завода: бензин (АИ-80, АИ-92, АИ-95, АИ-98), дизельное топливо (летнее и зимнее), керосины (топливо для реактивных двигателей, авиационный керосин), ароматические углеводороды, жидкий парафин, аммиак, битум, топливо судовое, товарные ксилолы, мазут (в т.ч. топочный), линейный алкилбензол, серная кислота, сера, сжиженные газы, кровельные и гидроизоляционные материалы (изопласт, мостопласт, изоэласт) и пр. В рамках ужесточения стандартов по качеству продукции нефтегазового комплекса проводится регулярная модернизация оборудования и мероприятия по повышению продуктивности производства. Новые мощности и модернизация производства позволят ООО «КИНЕФ» увеличить глубину переработки нефти, повысить качество продукции и эффективность производства: в 2013 году введен в эксплуатацию крупнейший в Европе комплекс по глубокой переработке нефти на базе гидрокрекинга вакуумного газойля, в 2015 году реконструированы установки гидроочистки дизельного топлива, автоматизирован ряд элементов производства, готовится проект комплекса по производству высокооктановых компонентов бензинов и другие мероприятия [1].

7 НПЗ потребляет тепловую энергию в виде пара и горячей воды на нужды производственного цикла – для нагрева и разделения нефти на фракции; привода насосно-компрессорного оборудования; вентиляционно-отопительной нагрузки производственных, технических, бытовых и административных помещений; горячее водоснабжение помещений и производства и электрическую энергию для питания технологических установок, привода механизмов и оборудования разной мощности, насосов системы пожаротушения, освещения, кондиционирования воздуха, компьютерных терминалов, бытовой техники и пр. Основной производственный цикл НПЗ основывается на переработке нефти – комплексном процессе, состоящем из множества этапов и операций, который представляет собой разделение первичного продукта (нефти) на составляющие компоненты с последующей их обработкой. Подразделяют переработку на первичную – перегонка (ректификация/дистилляция) и вторичную – каталитический крекинг и риформинг, гидрокрекинг, висбрекинг, коксование: • ректификация – нагрев нефти при атмосферном давлении, последовательное испарение составляющих ее компонентов (в зависимости от их температуры кипения) и конденсация уже отдельных веществ, позволяет получить: прямогонный бензин (нафта), промежуточные дистилляты (компоненты дизельного топлива, газойль, керосин), газы (метан, этан, пропан, бутан) и атмосферные остатки (мазут);

8 Рисунок 1 – Принципиальная технологическая схема ректификационной установки непрерывного действия (1 – емкость для исходной смеси; 2 – подогреватель; 3 – колонна; 4 – кипятильник; 5 – дефлегматор; 6 – делитель флегмы; 7 –холодильник; 8 – сборник дистиллята; 9 – сборник кубового остатка) [2] • каталитический крекинг – вторичная переработка под действием температуры и давления высококипящих фракций нефти в бензиновые, более легкие (получение из тяжелых компонентов более легких); Рисунок 2 – Принципиальная технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным реактором (1, 15–18, 22, 23 – насосы; 2 – трубчатая печь; 3 – воздуходувка; 4 – топка; 5 – линия транспорта закоксованного катализатора; 6 – регенератор; 7 – линия транс-

9 порта регенерированного катализатора; 8 – электрофильтр; 9 – котел-утилизатор; 10 – реактор-сепаратор: II – прямоточный реактор; 12 – теплообменники; 13 – ректификационная колонна; 14 – шламоотделитель; 19, 19' – отпарные колонны; 20 – аппараты воздушного охлаждения; 21 – газоводоотделитель) [3] • каталитический риформинг – вторичная переработка нафты под действием температуры и катализатора, вызывающая разрыв длинной углеводородной цепи и образование ароматического углеводорода (бензол, ортоксилол, параксилол, толуол); Рисунок 3 – Принципиальная технологическая схема установки каталитического риформинга ( получение высокооктанового бензина) (Р-1 – реактор гидроочистки; Р-2, -3, -4 – реакторы риформинга; П-1, -2, -3 – трубчатые печи; РК-1, -2 – ректификационные колонны; А – адсорбер; СО – секция очистки газов; Е-1, -3 – сепараторы высокого давления; Е-2, -4 – сепарационные емкости колонн; Т – теплообменники; X – холодильники; Н – насосы; К-1, -2 – компрессоры; потоки: 1 – бензин 85-180 °С; II – ВСГ; III – гидроочищенный катализат; IV, XI – углеводородные газы; V – отдув ВСГ; VI – гидроочищенный бензин на риформинг; VII – риформированный катализат; VIII – жидкая фаза; IX – ВСГ на очистку; X – нестабильный катализат риформинга; XII – cжиженный газ; XIII – стабильный высокооктановый бензин; XIV – товарный ВСГ) [4] • гидрокрекинг – вторичная переработка под действием водорода, температуры и давления высококипящих фракций нефти в легкие, сопровождающаяся

10 гидроочисткой, расщеплением тяжелых молекул углеводорода и насыщением непредельных углеводородов кислородом; Рисунок 4 – Принципиальная технологическая схема установки одноступенчатого гидрокрекинга 68-2к (I – сырье; II – водородсодержащий газ; III – дизельное топливо; IV – легкий бензин; V – тяжелый бензин; VI – тяжелый газойль; VII – углеводородные газы на ГФУ; VIII – газы отдува; IX – регенерированный раствор моноэтаноламин; X – отработанный моноэтаноламин на регенерацию; XI – водяной пар) [5] • висбрекинг – вторичная переработка под действием температуры и давления высококипящих фракций нефти и нефтяных остатков (гудрон) в котельные топлива (топочный мазут); Рисунок 5 – Принципиальная технологическая схема установки висбрекинга гудрона (I – сырье, II – бензин на стабилизацию, III – керосино-газойлевая фракция, IV – висбрекинг остаток, V – газы на ГФУ, VI – водяной пар) [6]

11 • коксование – вторичная переработка под действием температуры в отсутствии кислорода высококипящих фракций нефти и нефтяных остатков в нефтяной кокс и газойлевые фракции [7]. Рисунок 6 – Принципиальная технологическая схема двухблочной установки замедленного коксования (I – сырье; II – стабильный бензин; III – легкий газойль; IV – тяжелый газойль; V – головка стабилизации; VI – сухой газ; VII – кокс; VIII – пары отпарки камер; IX – водяной пар) [8] При добыче нефть проходит первичную очистку – удаление твердых примесей (грунт, осадок, песок и т.п.), первичное обезвоживание, отделение попутного нефтяного газа, но для ее переработки необходима более детальная обработка до установленных предельно допустимых концентраций солей и воды: обессоливание и обезвоживание, в процессе которых нефть нагревается до температуры, ограниченной температурой начала деструкции, т.е. поддерживается термическая стабильность. Эффективность использования источника теплоты достигается за счет неоднократного применения теплоносителя в различных установках (например, первичное использование – привод турбокомпрессора, вторичное – нагрузка отопления и вентиляции), что позволяет снизить его расход и экономические затраты. Важную роль играет возврат на ТЭЦ конденсата пара, что значительно снижает затраты на водоподготовку и расход теплоты на нагрев теплоносителя,

12 но, стоит учитывать, что для целесообразного использования конденсат должен соответствовать требованиям качества. Состояние окружающей среды – важный фактор, оказывающий непосредственное влияние на функционирование ТЭЦ и НПЗ. Для контроля влияния производства на экологическое состояние региона проводится целый ряд мероприятий, направленных на мониторинг чистоты грунтовых вод, воздуха и почвы, которые являются критерием качества функционирования очистных систем. Рост производственных мощностей и модернизация производства требуют надежного и бесперебойного источника энергии, что обуславливает необходимость строительства промышленно-отопительной ТЭЦ. В рамках данной выпускной квалификационной работы бакалавра необходимо спроектировать промышленно-отопительную ТЭЦ в г. Кириши, предназначенную для обеспечения энергетических потребностей ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез», города Кириши и района, а также прилегающих районов в рамках ЕЭС.

13 1. Разработка генерального плана ТЭЦ Генеральный план (ГП) ТЭЦ представляет собой вид сверху площадки расположения станции, на котором отображаются основные здания и сооружения, ограды станции и сооружений, транспортные узлы и дороги (автомобильные дороги, железнодорожные пути, пешеходные тротуары), линии электропередач и открытые водоводы. К площадке строительства предъявляется ряд требований: разность высот не более 3-х метров; уклон естественного рельефа не более 0,04; запас по площади на случай возможного расширения станции. Территориально площадка строительства выбирается исходя из необходимой близости к потребителю тепловой энергии – промышленному предприятию, соблюдения санитарных норм, учитывая «розу ветров». «Роза ветров» промышленной зоны, в которой располагается производственная площадка, определяет местоположение станции относительно крупнейшего близлежащего населенного пункта – города Кириши (поскольку территориальное расположение станции продиктовано, прежде всего, близостью к потребителю тепловой энергии, строительство которого, в свою очередь, выполнено исходя из тех же требований по отношению к городу и «розе ветров», эти два фактора дают очевидно идентичный результат). «Роза ветров» диктует зависимость местоположения промплощадки и города так, что последний должен располагаться с наветренной стороны. Также особое внимание уделяется территориальной компоновке градирен, т.к. возможно обледенение корпусов и ЛЭП под действием влаги зимой и увлажнение сооружений в летнее время. С логистической точки зрения, площадка ТЭЦ должна располагаться вблизи автомобильных и железных дорог. Ориентация сооружений обусловлена необходимой близостью машинного зала к источнику водоснабжения, тогда как градирни располагаются не ближе 100 метров от постоянного торца главного здания так, чтобы последнее оказа-

14 лось с наветренной стороны. Топливное хозяйство, дымовые трубы, регенеративные воздухоподогреватели, вентиляторы располагаются со стороны котельного отделения. Выбор места расположения открытого распределительного устройства (ОРУ) и линий электропередач (ЛЭП) обусловлен необходимым удалением от градирен и удобством подключения к сети, преимущественно – со стороны турбинного отделения. Административное здание (объединенный вспомогательный корпус – ОВК), в котором располагается столовая, медицинский кабинет, архив, инженерные службы, административный персонал и руководство, соединяется с главным зданием станции подвесной галереей со стороны постоянного торца, тогда как со стороны временного торца выполняется резерв площади на случай расширения станции. Топливное хозяйство (в т.ч. газораспределительный пункт – ГРП, топливный резерв (мазут, дизель, уголь)) располагается на отдельно огороженной территории, при необходимости – за оградой основной площадки станции. При составлении ГП необходимо учесть и заложить площади под стоянку автомобильного транспорта (сотрудников и посетителей) и различной техники станции (в т.ч. специальной), складских помещений, специальные зоны отдыха, места для курения, тротуары для пешеходов и выполнить необходимые мероприятия по благоустройству (озеленение, облагораживание, покрасочные работы, обеспечение системы ориентации на территории станции). Стоит подчеркнуть, что, как и в случае с атомной электростанцией, целесообразно прокладывать пути следования летательных аппаратов таким образом, чтобы они не проходили над территорией проектируемой ТЭЦ, поскольку она является единственным источником бесперебойной подачи необходимой энергии для НПЗ, который является стратегически важным предприятием.

15 2. Выбор основного и вспомогательного оборудования Основное оборудование ТЭЦ (работающей по пароводяному циклу) – паровые (котельные установки – КУ) и пиковые водогрейные котлы (ПВК), паровые турбины (ПТ), электрические генераторы (ЭГ) и трансформаторы (ЭТ): • паровой котел – парогенератор, предназначенный для производства пара, используемого в паровых турбинах, может быть выполнен с естественной или принудительной циркуляцией в различных компоновках и вариативной паропроизводительностью; • паровая турбина – привод генератора на ТЭЦ, тепловой двигатель, преобразующий энергию пара в механическую работу, бывает различных видов (конденсационная, теплофикационная, противодавленческая, промышленная), включающая (или нет) систему регенерации, с регулируемыми или нерегулируемыми отборами и пр.; • электрический генератор – преобразователь механической энергии в электрическую, синхронизируется с сетью по частоте электрического тока, приводом генератора является паровая турбина с частотой 3000 (1500) об/мин; • электрические трансформаторы – электромагнитное устройство, предназначенное для преобразования электрического тока с одного напряжения в другое без изменения частоты. Нагрузки промышленного предприятия и коммунально-бытовых потребителей по теплоте, численность населения региона строительства станции, климатические условия в течение года [10] приведены в таблице 2.1 (климатологические данные принимаем для города Кириши). Таблица 2.1 Климатические данные для города Кириши Характеристика Расчётный отпуск пара на производственно-технические нужды, кг с Условное обозна- Значечение р 𝐷п ние 105

16 Продолжение таблицы 2.1 Условное обозна- Значе- Характеристика Температура технологического пара, °С Энтальпия, кДж кг чение ние 𝑡п 190 𝑖п 2823 Годовое время использования максимума технологической 6600 нагрузки, ч Доля возврата конденсата 0,85 Температура, °С Энтальпия, кДж кг 𝑡к 95 𝑖к 398 𝑖х 21,4 Энтальпия холодной воды зимой (при температуре 5 °С и давлении 0,4 МПа), кДж кг Расчетная нагрузка отопления и вентиляции промышленного 130 предприятия, МВт Расчетная нагрузка ГВС промышленного предприятия, МВт 21 Климатические условия города - Расчётная температура наружного воздуха, °С Кириши -29 Средняя температура за отопительный период, °С 𝑡0 Вт Расчётный тепловой поток на отопление, м2 -2,7 86 Вт Средний тепловой поток на ГВС, чел 376 Продолжительность отопительного периода, ч 5352 Численность населения, чел [3] 51930 Система теплоснабжения - СТ0 Топливо - ГМ 2.1. Производственные и коммунально-бытовые потребители Расчетная технологическая нагрузка с учетом потерь в тепловых сетях: р р 𝑄п = 𝐷п ∙ [𝑖п − 𝛽к ∙ (𝑖к − 𝑖х ) − 𝑖х ] ∙ (1 + 𝑞п ) = 105 ∙ [2823 − 0,85 ∙ (398 − 21,4) − 21,4] ∙ (1 + 0,28) = 333,5 МВт = 1200,6 ГДж ч , где: 𝑞п – доля потерь теплоты в паровых сетях (принимается от 0,04 до 0,6). (1)

17 Годовой отпуск теплоты промышленным потребителям: р 𝑄пг = 3,6 ∙ 𝑄п ∙ ℎп = 3,6 ∙ 333,5 ∙ 6600 = 7,92 млн ГДж. (2) Расчетные тепловые нагрузки Расчетная тепловая нагрузка отопления: р 𝑄0 = 𝑞0 ∙ 𝑚 ∙ 𝑓 ∙ (1 + 𝑘1 ) = = 86 ∙ 51930 ∙ 18 ∙ (1 + 0,25) = 100,5 МВт = 361,8 ГДж ч , (3) где: 𝑞0 – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади, Вт м2 ; f – норма общей площади в жи- лых зданиях на 1 человека (может приниматься равной 18 м2 чел ); 𝐴 = 𝑚 ∙ 𝑓 – об- щая площадь жилых зданий, м2; k1 – коэффициент, учитывающий долю теплового потока на отопление общественных зданий. Расчетная нагрузка вентиляции: р 𝑄в = 𝑞0 ∙ 𝑚 ∙ 𝑓 ∙ 𝑘1 ∙ 𝑘2 = 86 ∙ 51930 ∙ 18 ∙ 0,25 ∙ 0,6 = 12,1 МВт = 43,6 ГДж ч , (4) где: k2 – коэффициент, учитывающий долю теплового потока на вентиляцию общественных зданий (для зданий постройки после 1985 г. может приниматься 0,6). Расчетная нагрузка горячего водоснабжения: р 𝑄г = 𝑞г ∙ 𝑚 = 376 ∙ 51930 = 19,5 МВт = 70,3 ГДж ч , (5) где: 𝑞г – укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоВт снабжение на 1 человека, чел. Расчетная нагрузка на коммунально-бытовых потребителей: р р р ГДж р 𝑄к = 𝑄о + 𝑄в + 𝑄г = 100,5 + 12,1 + 19,5 = 132,1 МВт = 475,7 ч . (6) Средние тепловые нагрузки Средняя нагрузка отопления: ср р 𝑄0 = 𝑄0 ∙ 𝑡вр −𝑡0 р 𝑡вр −𝑡о = 100,5 ∙ 18−(−2,7) 18−(−29) = 44,3 МВт = 159,3 ГДж ч , (7)

18 где: 𝑡вр – средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (может приниматься 18 оС для жилых и общественных зданий и 16 оС для производр ственных зданий); 𝑡о , 𝑡0 – расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха. Средняя нагрузка вентиляции: ср р 𝑄в = 𝑄в ∙ 𝑡вр −𝑡0 р 𝑡вр −𝑡0 = 12,1 ∙ 18−(−2,7) 18−(−29) = 5,3 МВт = 19,2 ГДж ч . (8) Средняя нагрузка на ГВС: ср р 𝑄г = 𝑄г = 19,5 МВт = 70,3 ГДж ч . (9) Средняя за неотопительный период нагрузка по ГВС: ср р 𝑄гл = 𝑄г ∙ 𝑡г −𝑡хл 𝑡г −𝑡х ∙ 𝛽к = 19,5 ∙ 55−15 55−5 ∙ 0,85 = 13,3 МВт = 47,9 ГДж ч , (10) где: 𝑡г , 𝑡х , 𝑡хл – температуры горячей, холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период, соответственно (55 оС, 5 оС, 15 оС); 𝛽к – коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному (может приниматься 0,8 – для жилых и общественных зданий; 1,5 – для курортных и южных городов; 1 – для промышленных предприятий). Средняя нагрузка коммунально-бытовых потребителей: ср ср ср ср 𝑄к = 𝑄о + 𝑄в + 𝑄г = 44,3 + 5,3 + 19,5 = 69,1 МВт = 248,8 ГДж ч . (11) Годовые расходы теплоты Годовой расход теплоты на отопление: ср 𝑄ог = 3,6 ∙ 𝑄о ∙ ℎ0 = 3,6 ∙ 44,3 ∙ 5352 = 0,854 млн ГДж, (12) где: ℎ0 – длительность отопительного периода, ч. Годовой расход теплоты на вентиляцию: ср 𝑄вг = 3,6 ∙ 𝑄в ∙ ℎ0 ∙ 𝑧 24 = 3,6 ∙ 5,3 ∙ 5352 ∙ 16 24 = 0,0681 млн ГДж, (13) где: z – время работы за сутки систем вентиляции общественных зданий (может приниматься 16), ч.

19 Годовой расход теплоты на ГВС: ср ср 𝑄гг = 3,6 ∙ (𝑄г ∙ ℎ0 + 𝑄гл ∙ (8400 − ℎ0 )) = = 3,6 ∙ (19,5 ∙ 5352 + 13,3 ∙ (8400 − 5352)) = 0,522 млн ГДж. (14) Годовой расход теплоты (итого): 𝑄∑г = 𝑄ог + 𝑄вг + 𝑄гг = 0,854 + 0,0681 + 0,522 = 1,44 млн ГДж. (15) Отпуск теплоты по сетевой воде Сетевая вода покрывает сантехническую нагрузку промышленного предприятия и коммунально-бытовую нагрузку. Расчетная сантехническая нагрузка промышленного предприятия: р р р 𝑄с = 𝑄овп + 𝑄гп = 130 + 21 = 141 МВт = 507,6 ГДж ч . (16) Средняя нагрузка по отоплению и вентиляции промышленного предприятия: ср р 𝑄овп = 𝑄овп ∙ 𝑡вр −𝑡0 р 𝑡вр −𝑡0 = 130 ∙ 18−(−2,7) 18−(−29) = 57,3 МВт = 206 ГДж ч . (17) Средняя за неотопительный период нагрузка по ГВС промышленного предприятия: р г 𝑄гпл = 𝑄гп ∙ 𝑡г −𝑡хл 𝑡г −𝑡х ∙ 𝛽к = 21 ∙ 55−15 55−5 ∙ 0,85 = 14,3 МВт = 51,6 ГДж ч . (18) Средняя за отопительный период нагрузка по ГВС промышленного предприятия: ср р 𝑄гп = 𝑄гп = 21 МВт = 75,6 ГДж ч . (19) Годовая нагрузка по отоплению и вентиляции промышленного предприятия: ср г 𝑄овп = 3,6 ∙ 𝑄овп ∙ ℎ0 = 3,6 ∙ 57,3 ∙ 5352 = 1,1 млн ГДж. (20) Годовой расход теплоты на ГВС промышленного предприятия: ср г г 𝑄гп = 3,6 ∙ (𝑄гп ∙ ℎ0 + 𝑄гпл ∙ (8400 − ℎ0 )) = = 3,6 ∙ (21 ∙ 5352 + 14,3 ∙ (8400 − 5352)) = 0,562 млн ГДж. (21) Годовой расход теплоты на сантехнические нужды промышленного предприятия: г г 𝑄сг = 𝑄овп + 𝑄гп = 1,1 + 0,562 = 1,66 млн ГДж. (22)

20 Суммарная расчетная нагрузка по сетевой воде: р р р 𝑄свн = 𝑄к + 𝑄с = 132,1 + 141 = 273,1 МВт = 639,7 ГДж . ч (23) Расчетная нагрузка потребителей сетевой воды с учетом потерь в тепловых сетях: р р 𝑄св = (1 + 𝑞) ∙ 𝑄свн = (1 + 0,05) ∙ 273,1 = 286,7 МВт = 1032 ГДж ч , (24) где: q – доля потерь теплоты в тепловых сетях (может приниматься 0,04-0,06 при надземной прокладке и 0,02-0,04 при подземной прокладке (при условии изоляции прокладываемых трубопроводов пенополиуретаном с гидроизоляционной оболочкой из полиэтилена)). Годовой отпуск теплоты: г 𝑄свн = 𝑄∑г + 𝑄сг = 1,44 + 1,66 = 3,1 млн ГДж. (25) Годовой отпуск теплоты по сетевой воде с учетом потерь в тепловых сетях: г г 𝑄св = (1 + 𝑞) ∙ 𝑄свн = (1 + 0,05) ∙ 3,1 = 3,18 млн ГДж [11]. (26) Значения тепловых нагрузок потребителей выше рассчитаны для I-ого режима работы, значения для остальных режимов приведены в таблице 2.1.1. II режим. Средняя нагрузка отопления: 𝑄0𝐼𝐼 = 𝑄о𝐼 ∙ 𝑡вр −𝑡хм р 𝑡вр −𝑡0 = 100,5 ∙ 18−(−13) 18−(−29) = 66,3 МВт = 238,6 ГДж ч , (27) где: 𝑡хм = −13 оС – средняя температура наиболее холодного месяца. Средняя нагрузка вентиляции: 𝑄в𝐼𝐼 = 𝑄в𝐼 ∙ 𝑡вр −𝑡хм р 𝑡вр −𝑡0 = 12,1 ∙ 18−(−13) 18−(−29) = 7,98 МВт = 28,7 ГДж ч . (28) Средняя нагрузка по ГВС: 𝑄г𝐼𝐼 = 𝑄г𝐼 = 21 МВт = 75,6 ГДж ч . (29) III режим. Средняя нагрузка отопления: 𝑄0𝐼𝐼𝐼 = 𝑄о𝐼 ∙ 𝑡вр −𝑡0 р 𝑡вр −𝑡0 = 100,5 ∙ 18−(−2,7) 18−(−29) = 44,3 МВт = 159,3 ГДж ч . (30) Средняя нагрузка вентиляции: 𝑄в𝐼𝐼𝐼 = 𝑄в𝐼 ∙ 𝑡вр −𝑡0 р 𝑡вр −𝑡0 = 12,1 ∙ 18−(−2,7) 18−(−29) = 5,33 МВт = 19,2 ГДж ч . (31)

21 Средняя нагрузка по ГВС: 𝑄г𝐼𝐼𝐼 = 𝑄г𝐼 = 21 МВт = 75,6 ГДж ч . (32) 𝑄0𝐼𝑉 = 𝑄в𝐼𝑉 = 0. IV режим. (33) Средняя за неотопительный период нагрузка горячего водоснабжения: ср ср 𝑄гл = 𝑄г ∙ 𝑡г −𝑡хл 𝑡г −𝑡х ∙ 𝛽к = 21 ∙ 55−15 55−5 ∙ 0,85 = 14,3 МВт = 51,6 ГДж ч . (34) Таблица 2.1.1 Сводная таблица тепловых нагрузок Наименование по- Параметры теп- Единицы требителя теплоты Производственный лоносителей Пар измерения Максимальный расход теплоты с учетом потерь в наружных сетях I II т/ч 378 т/год 2494800 МВт 333,5 ГДж/ч 1200,6 Годовая, вой - Отопление Вода 150/70 оС Вентиляция Горячее водоснабжение Вода 60 оС МВт 132,1 120 70,7 19,5 ГДж/ч 475,7 432,1 254,5 70,3 МВт 100,5 66,3 44,3 - ГДж/ч 361,8 238,6 159,3 - МВт 12,1 7,98 5,33 - ГДж/ч 43,6 28,7 19,2 - МВт 21 14,3 ГДж/ч 75,6 51,6 662256 452016 Годовая, ГДж Сантехнические потребители - МВт 141 ГДж/ч 507,6 Годовая, 2716675 ГДж Потребители теплоты по сетевой воде - IV 7923960 ГДж Коммунально-быто- III МВт 286,7 268,7 263,7 241 ГДж/ч 1032 967,2 949,5 867,5

22 Примечания: 1. Температура водопроводной воды зимой – 5 оС и летом – 15 оС. 2. Температура конденсата (производственного), возвращаемого на ТЭЦ с промышленного предприятия, 95 оС. Доля возврата конденсата составляет 0,85. 3. Потребление производственного (технологического) пара непрерывно, что обусловлено особенностями функционирования промышленного предприятия (365 (366) дней в течение года круглосуточно). Коэффициент неравномерности суточного графика составляет 0,7. 4. Тепловая нагрузка по ГВС задается среднечасовой в разрезе недели (с учетом тепловых потерь в наружных трубопроводах). Неравномерность потребления горячей воды покрывается за счет баков-аккумуляторов горячей воды (поддержание температуры горячей воды выполняется паром). 5. Утечки в тепловых сетях предусматриваются и принимаются в объеме 30 т/ч зимой и 20 т/ч летом. 6. I режим – максимально-зимний; II режим – средний наиболее холодного месяца; III режим – средний отопительного сезона; IV режим – летний. 7. Значения тепловых нагрузок потребителей (промышленного и коммунально-бытового) рассчитаны выше для I-ого режима, для II-IV режимов приведены в таблице 2.1.1. 2.2. Выбор турбогенераторов В качестве силовой установки предполагается использование турбогенератора, состоящего из паровой турбины и синхронного электрогенератора. Выбор паровых турбин осуществляется по расчетным тепловым нагрузкам, характеристикам выбираемых паровых турбин и расчетным значениям коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде, которые могут быть в прер р делах 𝛼п = 0,7 … 1 и 𝛼св = 0,4 … 0,7: р 𝛼п = р 𝛼св = тур 𝐷п р 𝐷п ; (35) тур 𝑄св р 𝑄св , (36)

23 тур где: 𝐷п – расчетный отпуск пара из производственных отборов и противодавтур ления выбранных турбин, кг/с; 𝑄св – расчетный отпуск теплоты из отопительных отборов и встроенных пучков конденсаторов выбранных паровых турбин, МВт. Для выполнения соответствующих требований по надежности и величине коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде, принимая во внимание р расчетный отпуск пара на производственно-технические нужды 𝐷п = 105 кг с и расчетную нагрузку потребителей сетевой воды с учетом потерь в тепловых сер тях 𝑄св = 286,7 МВт, в соответствии с величинами технологической и коммунально-бытовой нагрузок, выбираем для установки и эксплуатации две турбины типа ПТ-80/100-12,8/1,3. Тогда имеем: р 𝛼п = р 𝛼св = тур где: 𝐷п 2∙51,4 105 2∙89 286,7 = 0,979 ∈ [0,7; 1]; (37) = 0,621 ∈ [0,4; 0,7], (38) кг тур пт = 𝐷ппт = 2 ∙ 51,4 = 102,8 ; 𝑄св = 𝑄св = 2 ∙ 89 = 178 МВт. Необхос димые условия соблюдаются, останавливаемся на выбранном оборудовании. Основные технические характеристики выбранных паровых турбин приведены в таблице 2.2.1. Таблица 2.2.1 Технические характеристики паровой турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 Электрическая мощность, МВт Начальные параметры пара Расход пара на турбину, кг/с Номинальная нагрузка отбора Номинальная 80 Максимальная 100 Давление, МПа 12,8 Температура, оС 555 Номинальный 124 Максимальный 131 Производственного, кг/с 51,4 Отопительного, МВт 79 Нагрузка встроенного пучка, МВт 10

24 2.3. Выбор котельных установок Для обеспечения ТЭЦ теплоносителем (паром) предполагается использование парогенераторов – котельных установок с естественной системой циркуляции. Также подразумевается установка пиковых водогрейных котлов. Паровые котлы и пиковые водогрейные котлы выбираются согласно требуемой паропроизводительности и теплопроизводительности (по соответствующим характеристикам котельных установок). 2.3.1. Выбор пиковых водогрейных котлов Тепловая мощность пиковых водогрейных котлов: р тур Р 𝑄ПВК = 𝑄св − 𝑄св = 286,7 − 178 = 108,7 МВт. (39) Для покрытия недостающей тепловой мощности, из соображений надежности и то, что избыточная теплопроизводительность ПВК должна быть минимальной, выбираем для установки и эксплуатации 2 ПВК КВ-ГМ-58,2-150 (в случае использования одного ПВК КВ-ГМ-116,3-150 его теплопроизводительность составляет 116,3 МВт, что незначительно ниже теплопроизводительности 2 ПВК КВ-ГМ-58,2-150 и значительно снижает надежность работы системы теплоснабжения, что недопустимо: «… при выборе основного оборудования ТЭЦ необходимо стремиться к уменьшению числа агрегатов (но не менее двух), за счет увеличения их единичной мощности…»). Тогда имеем: Рр Р 𝑄ПВК = 2 ∙ 58,2 = 116,4 МВт > 𝑄ПВК = 108,7 МВт, (40) где: 𝑄ПВК = 58,2 МВт – теплопроизводительность одного ПВК КВ-ГМ-58,2-150. Основные технические характеристики выбранных пиковых водогрейных котлов приведены в таблице 2.3.1.1. Таблица 2.3.1.1 Технические характеристики водогрейного котла КВ-ГМ-58,2-150 Номинальная теплопроизводительность, МВт (Гкал/ч) 58,2 (50) Температура воды, оС На входе На выходе 70 – 110 150 Топливо ГМ

25 2.3.2. Выбор паровых котлов Суммарная минимальная паропроизводительность паровых котлов выбирается из расчета суммы максимального расхода пара в голову всех паровых турбин с коэффициентом 1,02 (для компенсации неучтенных потерь в цикле ТЭЦ): тур 𝐷∑К = 1,02 ∙ (𝐷0 ∑ кг + 𝐷0РОУ ) = 1,02 ∙ (262 + 1,66) = 269 , (41) с где: р тур 𝐷0РОУ = (𝐷п − 𝐷п ) ∙ 𝑖 𝑖п −𝑖пв 0 ∙𝜂РОУ −𝑖пв = (105 − 2 ∙ 51,4) ∙ 2823−990,2 кг 3489,5∙0,98−990,2 = 1,66 , (42) с где: 𝑖пв = 𝑓(𝑡пв ) = 𝑓(230 оС) – энтальпия питательной воды; 𝑖о = 𝑓(𝑡0 ; 𝑃0 ) = 𝑓(560 оС; 13,8 МПа) – энтальпия свежего пара; 𝜂РОУ – КПД РОУ. Для обеспечения необходимой паропроизводительности, соблюдая принцип наименьшей возможной избыточной производительности, для установки и эксплуатации выбираем паровой котел Е-500-13,8 ГМН в количестве двух штук кг с номинальной паропроизводительностью 139 водительность паровых котлов составит 278 с каждый, т.е. общая паропроиз- кг с . Основные технические характе- ристики выбранных паровых котлов приведены в таблице 2.3.2.1. Таблица 2.3.2.1 Основные технические характеристики парового котла Е-500-13,8 ГМН Номинальная паропроизводительность, кг/с 139 Параметры пара Давление, Темперао МПа тура, С 13,8 560 Температура питательной воды, оС 230 Топ- КПД ливо брутто, % ГМ 93,5 – 94,3 2.4. Описание и характеристика устанавливаемого оборудования 2.4.1. Характеристика турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 Турбина ПТ-80/100-12,8/1,3 ЛМЗ – паровая турбина Ленинградского Металлического Завода – одновальный двухцилиндровый агрегат с промышленным и отопительным (производственным и теплофикационным) отборами пара с номинальной и максимальной мощностью 80 МВт и 100 МВт, соответственно, с начальным давлением пара 12,8 МПа.

26 Стандартная комплектация турбинной установки: • паровая турбина с системой автоматического регулирования, паровой коробкой с автоматическим стопорным клапаном, турбинными трубопроводами (внутри), фундаментными рамами, обшивкой турбины; • масляное хозяйство: масляный бак, маслоохладитель, масляные насосы, эжекторы (основная, пусковая и циркуляционная система); • система регенеративного подогрева питательной воды с подогревателями поверхностного типа (ПВД, ПНД), регулирующими п предохранительными клапанами, деаэратором; • установка сетевых подогревателей в составе непосредственно сетевых подогревателей (2) с регулирующими клапанами; • насосное и электрическое оборудование паротурбинной установки; • конденсатор и конденсаторная группа с задвижками на входе и входе по охлаждающей воде. Основные параметры турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 (номинальные значения) представлены в таблице 2.4.1.1. Таблица 2.4.1.1 Основные параметры турбины (номинальные значения) Название параметра, единица измерения Значение Расход отбираемого пара на номинальный 185 производственные нужды, т/ч максимальный 300 Пределы изменения давления в регулируемом верхнем 0,049 – 0,245 отопительном отборе, МПа нижнем 0,029 – 0,098 питательной 249 охлаждающей 20 Температура воды, оС Давление производственного отбора, МПа 1,28 Максимальный расход свежего пара, т/ч 470 Расход охлаждающей воды, т/ч 8000 Давление в конденсаторе, кПа 2,84

27 Рисунок 7 – Турбина паровая ПТ-80/100-12,8/1,3 ЛМЗ (продольный разрез) (1 – подшипник передний; 2 – вкладыш опорный № 1; 3 – ЦВД; 4 – подшипник средний; 6 – вкладыш опорный № 2; 7 – вкладыш опорно-упорный № 3; 8 – ЦНД; 9 – РНД; 10 – вкладыш опорный № 4; 11 – ВПУ; 12 – вкладыш опорный № 5 (генератора); 13 – атмосферный клапан – диафрагма) Турбина рассчитана на работу в номинальном режиме с частотой тока в сети 50 Гц, что соответствует скорости вращения ротора 3000 оборотов в минуту.

28 Рисунок 8 – Диаграмма режимов турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 По перепускным трубам пар поступает из паровой коробки с автоматическим затвором к регулирующим клапанам турбины. Часть пара после ЦВД идет в регулируемый промышленный отбор с абсолютным давлением 1,28 МПа (1,275 ± 0,29 МПа), остальной пар поступает в ЦНД. Отопительные отборы (две штуки) осуществляются из соответствующих камер ЦНД – верхний (абсолютное давление 0,049 – 0,245 МПа) и нижний (абсолютное давление 0,029 – 0,098 МПа). Давление отопительного отбора регулируется с помощью регулирующей диафрагмы в камере верхнего отопительного отбора. В проточной части ЦВД 16 ступеней давления и одновенечная регулирующая ступень. Проточная часть ЦНД подразделяется на 3 части: первая – до верхнего теплофикационного отбора – имеет регулирующую ступень и семь ступеней давления; вторая – между теплофикационными отборами – две ступени давления; третья – регулирующая ступень и две ступени давления.

29 Ротор ЦВД выполнен цельнокованным, как и первые 10 дисков ротора ЦНД, остальные 3 диска - насадные, а соединяются роторы ЦВД и ЦНД жестко (с помощью фланцев, откованных вместе с ротором). Ротор ЦНД с ротором генератора соединяется жесткой муфтой. Между генератором и ЦНД расположено валоповоротное устройство, способное вращать ротор турбины с частотой вращения 3-4 оборота в минуту. Для интенсификации пуска турбины предусмотрен паровой обогрев шпилек и фланцев, а также подвод пара к уплотнениям. На раме турбины со стороны генератора расположен фикспункт турбины, расширение агрегата при нагреве происходит в сторону переднего подшипника (в сторону головы турбины). Турбина оснащена гидравлической системой автоматического регулирования с электрогидравлическим преобразователем (ЭГП), датчиком регулирования скорости – бесшарнирный регулятор РС-3000 и датчиком регулирования давления в отборах – сильфонные регуляторы давления. Предельно допустимой величиной повышения скорости вращения (при которой срабатывает первая ступень защиты) является скорость, составляющая 110-112 % от номинальной, дополнительная защита срабатывает при 114 %. Срабатывание регулятора безопасности или электромагнитного выключателя вызывает закрытие всех органов парораспределения турбины. Сопловое распределение с четырьмя регулирующими клапанами реализовано как в ЦВД турбины, так и в ЦНД, управляется кулачковым распределительным устройством с сервомотором. Турбина оснащена конденсационной установкой с конденсаторной группой (конденсатор со встроенным пучком охлаждения (3000 м2) для конденсации отработавшего в турбине и поступающего в конденсатор пара с последующим сохранением конденсата и полезным использованием теплоты пара для подогрева подпиточной воды во встроенном пучке (при работе на режимах по тепло-

30 вому графику)), воздухоудаляющим устройством, конденсатным (2 конденсатных насоса (основной и резервный)) и циркуляционным (для подачи охлаждающей воды) насосом, эжектором циркуляционной системы (для заполнения системы водой перед пуском турбинной установки и удаления воздуха при его чрезмерных скоплениях в верхних точках сливных циркуляционных водоводов и верхних водяных камерах маслоохладителей), водяными фильтрами и трубопроводами с арматурой. Одним из важнейших элементов турбогенераторной установки является система регенерации – регенеративный подогрев питательной воды теплотой отработавшего в части ступеней турбины пара, отбираемого из нерегулируемых отборов турбины. Система регенерации состоит из батареи подогревателей высокого давления (ПВД) – 3 штуки, подогревателей низкого давления (ПНД) – 4 штуки и деаэратора – 1 штука. Из соображений безопасности, все подогреватели, кроме деаэратора, выполнены поверхностными (эксплуатация подогревателей смешивающего типа энергетически более эффективна, но сопровождается трудностями, связанными с возможным забросом питательной воды в проточную часть турбины, что может привести к останову турбины или аварии). Деаэратор – подогреватель смешивающего типа. ПВД состоят из охладителя пара, охладителя дренажа и конденсатора пара, выполняются конструктивно вертикальными и требуют особого внимания из-за высокого давления по тракту питательной воды, потому сопровождаются рядом систем контроля и безопасности: выпускной и обратный клапан на входе и выходе по воде (автоматические), электромагнитный клапан (автоматический), трубопровод пуска и отключения подогревателей. Слив конденсата греющего пара из подогревателей выполнен каскадный (ПНД № 2 – откачка конденсата выполняется сливным насосом).

31 Подогрев питательной воды происходит по классической схеме, последовательно в ПНД (4 подогревателя), деаэраторе (деаэратор повышенного давления) и ПВД (3 подогревателя), соответственно. Параметры регенеративных отборов представлены в таблице 2.4.1.2. Таблица 2.4.1.2 Характеристика паровых отборов турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 Отбор № (подогреватель) Расход пара в отбор, т/ч 1 (ПВД 3) Параметры пара в камере отбора Давление, МПа Температура, оС 26,3 ± 3,0 4,57 421 2 (ПВД 2) 33,0 2,66 352 3 (ПВД 1) 10,5 ± 5,1 1,27 267 4 (Деаэратор) 13,9 ± 1,7 1,27 267 5 (ПНД 4) 28,4 0,41 196 6 (ПНД 3) - 0,088 - 7 (ПНД 2) - 0,034 - 8 (ПНД 1) - 0,003 - Подогрев сетевой воды осуществляется в двух сетевых подогревателях, также в установку для подогрева сетевой воды входят конденсатные и сетевые насосы. Подогреватель представляет собой горизонтальный пароводяной теплообменный аппарат, эффективная поверхность теплообмена которого составляет 1300 м2, образованная трубами из латуни, развальцованными в трубных досках с обоих торцов [12]. Поскольку ТЭЦ – единственный поставщик тепловой энергии в районе, теплофикация и отопление (вентиляция) – чрезвычайно важная задача. 2.4.2. Характеристика пикового водогрейного котла КВ-ГМ-58,2 Водогрейный котел КВ-ГМ-58,2-150 – водотрубный прямоточный водогрейный котел с П-образной сомкнутой компоновкой поверхностей нагрева, предназначен для получения горячей воды на нужды систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения промышленного и коммунально-бытового потребителя. Технические характеристики водогрейного котла КВ-ГМ-58,2-150 представлены в таблице 2.4.2.1.

32 Таблица 2.4.2.1 Технические характеристики водогрейного котла КВ-ГМ-58,2-150 Расчетное (избыточное) давление воды на входе в котел, МПа 2,5 Минимальное (абсолютное) давление воды на выходе из котла, МПа 1,0 Гидравлические сопротивление, МПа (не более) 0,25 Диапазон регулирования теплопроизводительности по отношению к номинальной, % 20-100 Масса котла расчетная, кг 115800 Масса трубной системы, кг 57700 Расход воды в основной/пиковый режим, т/ч 618/1230 Расход топлива, нм3/ч – газ, кг/ч – мазут 6250/5750 Средняя наработка на отказ, ч (не менее) 5000 Полный назначенный срок службы котла, лет (не более) 20 (100000 ч) КПД котла, % (не более, газ/мазут) 94,3/92,7 Удельный выброс Nox (при α = 1,4), мг/м3 (не более) 300/380 Эквивалентный уровень шума в зоне обслуживания, ДБа (не более) 80 Температура наружной (изолированный) поверхности нагрева котла, оС 55 Конвективная поверхность нагрева водогрейного котла состоит из трех пакетов, расположенных в вертикальной полностью экранированной шахте. Боковые стены конвективного газохода закрыты трубами и являются стояками конвективных полусекций. Газоплотность котла обеспечивается обшивкой экранных труб с наружной стороны стальными листами. КВ-ГМ-58,2-150 оборудован двумя горелками РГМГ-20 (либо двумя ПГМГ-30 с паромеханической форсункой) или четырьмя ГМГР-16. Горелки устанавливаются на воздушном коробе котла на фронтовом экране (горизонтальные коллекторы). Котлы, использующие в качестве топлива топочный мазут, оборудуются устройством газоимпульсной очистки для удаления наружных отложений с труд конвективной поверхности нагрева. Нижние камеры фронтового, промежуточного, заднего экранов и боковые стены конвективного газохода, опирающиеся на портал, имеют опоры.

33 Обмуровка и теплоизоляция выполняется облегченной и не входит в поставочную комплектацию котла, а трубные элементы, их монтаж и поставка, согласуются с заказчиком. Комплектация включает ряд обязательной к эксплуатации арматуры, горелочные и тягодутьевое устройства и оборудование (возможен рекомендательный характер), соответственно [13]. 2.4.3. Характеристика парового котла Е-500-13,8 ГМН Паровой котел Е-500-13,8 ГМН ТКЗ – малогабаритный газоплотный с уравновешенной тягой однобарабанный котел с естественной циркуляцией и Побразной многоходовой компоновкой поверхностей нагрева производства Таганрогского Котельного Завода, предназначенный для генерации перегретого пара высокого давления (при сжигании природного газа и топочного мазута). Газоплотность котла обеспечивается плавниковыми экранами и обмуровкой, которая также выполняет теплоизолирующую функцию. Газоходы изолируются специальными вулканитовыми плитами или рулонными материалами с дополнительным влагостойким покрытием. В котле устанавливаются 8 газомазутных горелок в два яруса на задней стене с соплами вторичного дутья, таким образом организуется ступенчатое сжигание топлива для снижения выбросов и удовлетворения требованиям на эмиссию, в частности, оксида азота [14]. Экранирование стен топочной камеры, подъемного и опускного конвективного газоходов выполнено плавниковыми экранами (трубы, между которыми вварена полоса). Воздух для подачи в котел подогревается в двух регенеративных воздухоподогревателях за пределами котла, снабженные паровой обдувкой для очистки поверхностей теплообмена. Теплообмен с рабочим телом происходит в подогревателях: ширмовый пароперегреватель – 2 ступени в подъемном газоходе, в опускном газоходе - конвективный пароперегреватель и водяной экономайзер –

34 3 и 2 ступени, соответственно. Предварительный подогрев воздуха осуществляется в калориферах и с помощью рециркуляции горячего воздуха. Радиационный пароперегреватель расположен в средней части топочной камеры, на выходе из которой размещается ширмовый пароперегреватель, в конвективном горизонтальном газоходе монтируются пакеты конвективных пароперегревателей (4 ступени), в последнем элементе – опускной конвективной шахте – мембранный экономайзер на подвесных трубах. Впрыском собственного конденсата осуществляется регулирование температуры перегретого пара и защита поверхностей нагрева пароперегревателя, установлены три ступени впрыска собственного конденсата. В котле предусмотрены лазы для обслуживания и осмотра, система дробеочистки для поверхностей нагрева, необходимая арматура, устройства для забора проб и анализов, Котел спроектирован с учетом компенсации температурных расширений, предусмотрены специальные линзовые компенсаторы и необходимые зазоры. Все процессы, происходящие в котле (регулирование параметров перегретого пара, подача питательной воды и топлива, поддержание горения факела и уровня воды в барабане, загрязнение поверхностей теплообмена и их очистка, режим работы котла и др.), полностью автоматизированы [15]. Основные технические данные парового котла Е-500-13,8-560 ГМН представлены в таблице 2.4.3.1.

35 Рисунок 9 – Продольный разрез котла Е-500-13,8 ГМН ТКЗ Таблица 2.4.3.1 Основные технические данные парового котла Е-500-13,8-560 ГМН Паропроизводительность, т/ч 500 Давление пара, МПа 13,8 Температура пара, оС 560 КПД брутто, % 94,5 / 90,5 Габариты котла, м ширина 14,6 высота 41,6 глубина 17,9 Основной вид топлива природный раз, мазут Общий вес металла, т 2100 Паровой котел Е-500-13,8-560 ГМН ТКЗ укомплектован дутьевым вентилятором ВДН-25, дымососом рециркуляции ГД-31 и дымососом ДОД-28,5 для возможности работы котла с уравновешенной тягой. Котел поставляется удобными транспортабельными блоками по согласованию с заказчиком.

36 2.5. Компоновка главного корпуса ТЭЦ Главное здание ТЭЦ включает в свой состав котельное отделение, турбинное отделение, блочные щиты управления, непосредственно основное оборудование и вспомогательное, а также обслуживающее оборудование и служебные помещения [16]. Компоновку ТЭЦ принимаем закрытой. Главный корпус, габариты которого напрямую зависят от располагающихся в нем агрегатов и их количества, выполняется из сборного железобетонного каркаса, в основе которого колонны, опирающиеся на монолитный фундамент. Под сводом крыши корпуса как в турбинном, так и в котельном отделении монтируется мостовой кран с электрическим приводом. Далее все элементы корпуса монтируются так, чтобы при необходимости можно было совершать манипуляции мостовым краном. Ориентирован главный корпус турбинным отделением к источнику охлаждающей воды. В котельном отделении размещаются парогенераторы (паровые котлы), пиковые водогрейные котлы, вспомогательное и обслуживающее оборудование. В турбинном отделении (машинном зале) размещаются турбогенераторные установки (паровые турбины, генераторы), система регенеративного подогрева питательной воды, масляное хозяйство, система охлаждения электрического генератора и прочее вспомогательное и обслуживающее оборудование. Между котельным и турбинным отделением располагается блочный щит управления (БЩУ). Турбинное и котельное отделения разделяются по отметкам – различные участки по высоте (отметка обслуживания, потолок котла, горелки, вспомогательное оборудование, подвал, деаэратор и т.д.) и очередям – последовательно от источника водоснабжения (А – Б – В – Г). Турбинное отделение также подразделяется на верхнюю и нижнюю части, в которых, соответственно, располагаются турбоагрегаты и вспомогательное оборудование (система регенерации, масляное хозяйство, конденсатор турбины, насосы (питательные, конденсатные, масляные), трубопроводы охлаждающей воды и др. Для удобства передвижения

37 и повышения маневренности персонала на паровых котлах в котельном отделении предусматривается лифт, с помощью которого можно подниматься на фиксированные отметки. Ко всем важным узлам котла есть доступ и предусмотрены специальные лестницы и площадки. Турбоагрегат в составе паровой турбины и электрического генератора размещается в турбинном отделении на отметке обслуживания поперечно относительно корпуса турбиной ближе к паровому котлу, а электрогенератором к открытому распределительному устройству (ОРУ) и внешней стене главного корпуса. Под турбоагрегатом располагается вспомогательное оборудование, доступ к которому осуществляется по специальным лестницам и площадкам. Под конденсатором турбины предусмотрена специальная монтажная площадка, на ней располагается множество элементов вспомогательного оборудования. Вокруг паровой турбины (по бокам) ниже отметки обслуживания располагается система регенеративного подогрева в составе регенеративных подогревателей высокого и низкого давления, сетевые подогреватели размещаются с учетом трассировки трубопроводов. Один из элементов системы регенеративного подогрева вынесен в отдельную часть между машинным и котельным отделением и располагается на отметке выше турбогенератора, что обусловлено необходимостью создания напора на всасе предвключенного (бустерного) и питательного насоса – деаэратор, размещается в деаэраторном отделении, верхнюю часть которого занимают деаэраторы питательной воды, а нижнюю – редукционная охладительная установка и быстродействующая редукционная охладительная установка (РОУ и БРОУ). Деаэраторное отделение также вмещает распределительное устройство собственных нужд (РУ СН). Как под паровой котел, так и под турбоагрегат и все крупные узлы и элементы оборудования на этапе строительства закладывается железобетонный фундамент. Под каждый элемент фундамент проектируется индивидуально, он

38 зависит от габаритных размеров, массы, характера и степени важности оборудования. Отметка обслуживания турбоагрегата – верхняя часть фундамента. Все, что находится ниже отметки обслуживания в машинном зале – конденсаторное помещение, пол которого на расстоянии 9 метров от отметки обслуживания. Под конденсаторным помещением располагается подвал высотой 3,3 метра. Главный корпус также делится на ячейки – зоны, занимаемые одним турбоагрегатом со всем его вспомогательным оборудованием и инфраструктурой, системой регенерации, конденсаторной установкой, площадками и др. Нумерация оборудования ведется от постоянного торца – капитальной стены, второй торец главного корпуса временный, что упрощает (при необходимости) расширение станции. Со стороны временного торца главного корпуса не предусматривается расположение важных узлов и оборудования. Как было сказано выше, турбогенератор обращен электрический генератором к наружной стене главного корпуса, за которой располагается ОРУ и источник охлаждающей воды. 2.6. Выбор вспомогательного оборудования Задача выбора вспомогательного оборудования ТЭЦ – определение типоразмеров, параметров и количества оборудования. Одним из основных требований к выбору оборудования является условие выполнения максимальной эксплуатационной нагрузки. Укрупненные единичные мощности оборудования снижают капитальные затраты на сооружение станции и эксплуатационные расходы [17]. Под вспомогательным оборудованием подразумевается: деаэратор питательной воды, деаэратор подпиточной воды, питательный насос и др. Резервация вспомогательного оборудования предусматривается в случаях крайней необходимости и чрезвычайной важности соответствующего узла, если его неисправность может привести к выходу из строя другого оборудования или останова энергетической установки и прекращению отпуска тепловой и электри-

39 ческой энергии (поскольку на нефтеперерабатывающем предприятии производство – непрерывный процесс, отключение подачи теплоносителя и тепловой энергии недопустимо и повлечет за собой большие финансовые сатисфакции). 2.6.1. Выбор деаэраторов повышенного давления Суммарная производительность деаэраторов питательной воды должна покрывать максимально возможный расход питательной воды, а объем питательной воды в баках аккумуляторах должен обеспечивать запас на 5 минут работы котла на номинальной мощности [17]. Минимальная полезная вместимость деаэраторного бака: 𝑉 = 𝜏 𝑚𝑖𝑛 ∙ 𝑣∙𝐷ПВ 𝑛∙60 =5∙ 1,1∙396,4 2∙60 = 18,2 м3, (43) где: 𝜏 𝑚𝑖𝑛 – минимальное время запаса работы котла, обеспечиваемое баком аккумулятором основного деаэратора, мин; v – удельный объем, м3/кг; 𝐷ПВ – расход питательной воды, т/ч; n – количество деаэраторов, штук. Принимая во внимание необходимую производительность и объем деаэраторного бака аккумулятора питательной воды, выбираем деаэратор повышенного давления ДП-500/65 в количестве 2 штук (2 турбины, 2 котла). Основные технические характеристики деаэратора повышенного давления ДП-500/65 представлены в таблице 2.6.1.1. Таблица 2.6.1.1 Основные технические характеристики деаэратора ДП-500/65 Номинальная производительность, т/ч 500 Давление рабочее избыточное, МПа (не более) 0,7 Температура рабочей среды, оС (не более) 164 Объем бака деаэраторного полезный, м3 (не более) 65 Длина (L2), мм 9100 Наружный диаметр колонки (D1) / Бака (D2), мм 2032/3439 Расстояние между опорами (L1), мм 6000 Масса деаэратора сухого, кг (не более) 23400 Высота от оси деаэраторного бака (Н), мм 5021

40 Располагаемый полезный объем бака аккумулятора питательной воды способен покрывать необходимый запас питательной воды обоих выбранных паровых котлов, таким образом, надежность системы крайне высока, к тому же, все деаэраторы соединяются между собой общестанционными поперечными связями по всем потокам. Деаэраторы являются частью системы регенеративного подогрева питательной воды и питательной установки паровых котлов высокого давления. Рисунок 10 – Принципиальная схема деаэратора ДП-500/65 (H – высота от оси деаэраторного бака, L1 – расстояние между опорами, L2 – длина деаэраторного бака, D1 – наружный диаметр деаэрационной колонки, D2 – наружный диаметр деаэраторного бака) Основные функции, которые выполняет деаэратор питательной воды: • часть системы регенеративного подогрева питательной воды – смешивающий подогреватель; • деаэрация поступающей на питание парового котла высокого давления питательной воды (давления 6 ата, температура 158,8 оС (до 164 оС)) с целью удаления коррозионно-активных и агрессивных газов (кислорода и углекислоты), которые являются причиной ускоренной коррозии элементов парового котла и паротурбинной установки;

41 • аккумулирования питательной воды в баке аккумуляторе питательной воды для обеспечения необходимого пятиминутного запаса работы парового котла. При нормальном режиме работы деаэрационной установки, углекислота в составе питательной воды присутствует незначительно или отсутствует вовсе, содержание кислорода менее 10 мкг/кг, а запас по питательной воде превышает необходимые минимальные 5 минут. Деаэратор – сложный и массивный теплообменный аппарат, его составные части: деаэрационная колонка, деаэраторный бак аккумулятор питательной воды, отдельные детали и комплектующие. Поскольку деаэратор – негабаритное изделие, поставляется в виде составных частей. Стандартная комплектация деаэратора ДП-500/65: деаэрационная колонка типа КДП-500 (вертикальная), деаэраторный бак аккумулятор питательной воды БДП-65, охладитель выпара деаэратора ОВ-18. Деаэраторы устанавливают на отметке выше отметки обслуживания, тем самым обеспечивая необходимый напор на всас в коллектор предвключенного и питательного насосов, на которые вода подается из нижней части деаэраторного бака. Для обслуживания (промывки) и на случай аварийной ситуации предусмотрен слив воды из деаэраторного бака и его опорожнение в канализацию. Устанавливается деаэратор на неподвижных опорах. 2.6.2. Выбор атмосферных деаэраторов Задача атмосферного деаэратора – удаление коррозионно-активных газов, прежде всего, кислорода и углекислоты, из питательной воды водогрейных котлов (ПВК) и подпиточной воды системы. Принимая во внимание необходимую производительность и объем деаэраторного бака аккумулятора питательной воды водогрейного котла, выбираем деаэратор атмосферный типа ДА-300/75. Основные технические характеристики атмосферного деаэратора ДА-300/75 представлены в таблице 2.6.2.1.

42 Таблица 2.6.2.1 Основные технические характеристики деаэратора ДА-300/75 Номинальная производительность, т/ч 300 Давление рабочее избыточное, МПа (не более) 0,02 Температура рабочей среды, оС (не более) 104,25 Объем бака деаэраторного полезный, м3 (не более) 75 Диапазон производительности, % 30-120 Диапазон производительности, т/ч 90-360 Максимальный и минимальный подогрев воды в деаэраторе, оС 40 и 10 Стандартная комплектация деаэратора ДА-300/75: деаэрационная колонка типа КДА-300 (вертикальная), деаэраторный бак БДА-75, охладитель выпара деаэратора ОВА-18, предохранительное устройство ДА-300. Атмосферный деаэратор ДА-300/75 – двухступенчатый деаэратор, реализующий две схемы дегазации: струйную и барботажную (барботажное устройство в нижней части деаэрационной колонки). Внешний вид атмосферного деаэратор не отличается от внешнего вида деаэратора повышенного давления: цилиндрический горизонтальный сосуд – бак аккумулятор, патрубки входа и выхода рабочей среды, трубопроводы и арматура, деаэрационная колонка приваривается вертикально сверху к деаэраторному баку. Устанавливается деаэратор на неподвижных опорах. 2.6.3. Выбор питательных насосов Нормы проектирование промышленно-отопительных ТЭЦ, входящих в энергосистему, гласят, что суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова любого из них оставшиеся в работе насосы должны обеспечивать номинальную паропроизводительность всех котлов (резервный питательный насос находится на складе, не устанавливается на ТЭЦ). Расход питательной воды на котел Е-500-13,8-560 ГМН: т 𝐷пв = (1+∝ +𝛽) ∙ 𝐷ка = (1 + 0,01 + 0,05) ∙ 500 = 530 , ч (44) где: ∝ - доля расхода питательной воды на продувку; 𝛽 – доля расхода питательной воды на собственные нужды.

43 Объемный расход питательной воды: 𝐷′ = 𝑣пв ∙ 𝐷пв = 1,1 ∙ 530 = 578 где: 𝑣пв – удельный расход воды, м3 т м3 ч , (45) . По рассчитанным данным выбираем питательный насос: ПЭ 580-195. Рисунок 11 – Принципиальная схема насоса типа ПЭ (1 – вал, 2 – подшипник, 3 – торцовое уплотнение вала, 4 – входная крышка. 5 – подвод кольцевой, 6 – предвключенное колесо, 7 – крышка, 8 - рабочее колесо, 9 – секция, 10 – направляющий аппарат, 11 – корпус наружный, 12 – кожух насоса, 13 – корпус внутренний, 14 – крышка напорная, 15 – диск разгрузки, 16 – корпус концевого уплотнения) Насос ПЭ 500-195 сконструирован горизонтальным и многоступенчатым. Основные характеристики питательного насоса ПЭ 500-195 представлены в таблице 2.6.3.1. Таблица 2.6.3.1 Основные характеристики питательного насоса ПЭ 500-195 Подача, м3/ч 580 Напор, м 2150 Частота вращения, об/мин 2985 Мощность, кВт 5000 Габариты насоса, мм 3300х1550х1735 Габариты агрегата, мм 9240х2000х2130 Масса агрегата, кг 30090

44 2.6.4. Выбор тягодутьевых установок Дымосос и дутьевой вентилятор необходимы для нормального функционирования и эксплуатации парового котла. Выбранный котел типа Е-500-13,8 ГМН работает с уравновешенной тягой и оборудован дутьевым вентилятором ВДН-25, дымососом рециркуляции ГД-31 и дымососом ДОД-28,5 для возможности работы котла с уравновешенной тягой. Основные технические характеристики выбранных тягодутьевых машин представлены в таблице 2.6.4.1. Таблица 2.6.4.1 Основные характеристики тягодутьевых машин Вентилятор дутьевой двустороннего всасывания ВДН-25 Диаметр рабочего колеса, мм 2500 Номинальная производительность, м3/ч 520000 Частота вращения, об/мин 980 Мощность на валу, кВт 1320 Максимально допустимая частота вращения, об/мин 1000 Длина, мм 6930 Ширина, мм 4334 Высота, мм 5223 Масса, кг 26500 Средняя продолжительной безостановочной работы, ч 12000 Дымосос рециркуляции ГД-31 Диаметр рабочего колеса, мм Номинальная производительность на всасывании, м3/ч 3100 330000 Частота вращения, об/мин (не более) 750 Мощность на валу, кВт 800 Длина, мм 4022 Ширина, мм 6390 Высота, мм 4596 Масса, кг 12430

45 Продолжение таблицы 2.6.4.1 Дымосос ДОД-28,5 Диаметр рабочего колеса, мм Номинальная производительность на всасывании, м3/ч 2850 585000 Частота вращения, об/мин (не более) 600 Мощность на валу, кВт 1600/1250 Длина, мм 10822 Ширина, мм 6256 Высота, мм 6405 Масса, кг 46100 Центробежные дутьевые вентиляторы двустороннего всасывания типа ВДН-25 предназначены для подачи воздуха в топки котлов и способны преодолевать полное сопротивление газовоздушного тракта парового котла. Вентиляторы рассчитаны на продолжительные период работы в открытых и закрытых помещениях в различных климатических условиях. Применение дутьевых вентиляторов не по их непосредственному назначению не допускается [20]. Центробежные дымососы горячего дутья одностороннего всасывания ГД31 предназначены для рециркуляции дымовых газов котлов на твердом и газомазутном топливе различной паропроизводительности [21]. Осевые двухступенчатые дымососы ДОД-28,5 предназначены для удаления дымовых газов из топок котлов на твердом топливе паропроизводительностью от 640 до 950 т/ч, оборудованных эффективно действующими электрофильтрами, а также для отсасывания дымовых газов от топок газомазутных котлов той же паропроизводительности [22]. 2.6.5. Расчет дымовой трубы Для расчета дымовой трубы задаем исходные данные – состав и расход топлива. Предполагается использование в качестве топлива на проектируемой ТЭЦ природного газа и топочного мазута. Химический состав топлива проектируемой ТЭЦ представлен в таблице 2.6.5.1.

46 Таблица 2.6.5.1 Химический состав топлива проектируемой ТЭЦ Природный газ Топливный мазут Элемент (химическая формула) Содержание, % Элемент (химическая формула) Содержание, % Метан (СН4) 93,8 Углерод (С) 87 Этан (С2Н6) 3 Водород (Н2) 11,9 Пропан (С3Н8) 0,5 Сера (S) 0,4 Бутан (С4Н10) 0,3 Вода (Н2О) 0,1 Пентан (С5Н12) 0,2 Зольность (Ar) 0,5 Азот (N2) 1,8 Влажность (W ) 0,1 Углекислый газ (СО2) 0,4 p При нормальной номинальной нагрузке всех котлов расход топлива составляет: природный газ – 42250 м3/ч, мазут – 39220 кг/ч (77,3 м3/ч). Для расчета высоты дымовой трубы необходимо рассчитать продукты сгорания топлива, после чего считать высоту по топливу, продуцирующему большее количество продуктов сгорания. Расчет по природному газу Теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания 1 м3 газа: 𝑛 4 6 𝑉В0 = 0,0476 ∙ (∑ (𝑚 + ) ∙ 𝐶𝑚 ∙ 𝐻𝑛 ) = 0,0476 ∙ ((1 + ) ∙ 93,8 + (2 + ) ∙ 3 + 4 4 4 8 (3 + 4) ∙ 0,5 + (4 + 10 ) ∙ 0,3 + (5 + 4 м3 12 ) ∙ 0,2) = 9,72 м3. 4 (46) Теоретический объем азота: 𝑉𝑁2 = 0,79 ∙ 𝑉В0 + 𝑁2 100 = 0,79 ∙ 9,72 + 1,8 100 = 7,67 м3 м3 . (47) Теоретический объем трехатомных газов: 𝑉𝑅𝑂2 = 0,01 ∙ (𝐶𝑂2 + 𝐶𝑂 + 𝐻2 𝑆 + ∑𝑚 ∙ 𝐶𝑚 ∙ 𝐻𝑛 ) = = 0,01 ∙ (0,4 + (1 ∙ 93,8 + 2 ∙ 3 + 3 ∙ 0,5 + 4 ∙ 0,3 + 5 ∙ 0,2)) = 1,04 м3 м3 . (48) Теоретический объем водяных паров: 𝑉𝐻2 𝑂 = 0,01 ∙ (𝐻2 𝑆 + 𝐻2 + 4 6 8 10 2 2 2 2 = 0,01 ∙ ( ∙ 93,8 + ∙ 3 + ∙ 0,5 + ∑𝑛 ∙ 𝐶𝑚 ∙ 𝐻𝑛 + 0,124 ∙ 𝑑) = 2 ∙ 0,3 + 12 2 ∙ 0,2 + 0,124 ∙ 10) = 2,03 м3 м3 , (49)

47 где: d – влагосодержание газообразного топлива. Полный удельный объем дымовых газов: 𝑉г = 𝑉𝑁2 + 𝑉𝑅𝑂2 + 𝑉𝐻2 𝑂 + 𝑉В0 ∙ (𝛼 − 1) = = 7,67 + 1,04 + 2,03 + 9,72 ∙ (1,07 − 1) = 11,4 м3 м3 . (50) Полный выход дымовых газов: 𝑉 полн = 𝑉г ∙ 𝐺г = 11,4 ∙ 42250 = 481650 м3 ч . (51) Расчет по мазуту Теоретический объем воздуха, необходимый для полного сгорания 1 т мазута: 𝑉В0 = 0,0889 ∙ (𝐶 + 0,375 ∙ 𝑆) + 0,265 ∙ 𝐻2 − 0,0333 ∙ 𝑂2 = = 0,0889 ∙ (87 + 0,375 ∙ 0,4) + 0,265 ∙ 11,9 = 10,9 м3 кг . (52) Теоретический объем азота: 𝑉𝑁2 = 0,79 ∙ 𝑉В0 = 0,79 ∙ 10,9 = 8,61 м3 кг . (53) Теоретический объем трехатомных газов: 𝑉𝑅𝑂2 = 1,866 ∙ 𝐶+0,375∙𝑆 100 = 1,866 ∙ 87+0,375∙0,4 100 = 1,63 м3 кг . (54) Теоретический объем водяных паров: 𝑉𝐻2 𝑂 = 0,111 ∙ 𝐻2 + 0,0124 ∙ 𝑊 𝑝 + 0,0161 ∙ 𝑉В0 ∙ (𝛼 − 1) + 1,24 ∙ 𝑊ф = = 0,111 ∙ 11,9 + 0,0124 ∙ 0,1 + 0,0161 ∙ 10,9 ∙ (1,2 − 1) = 1,36 м3 кг . (55) Полный удельный объем дымовых газов: 𝑉г = 𝑉𝑁2 + 𝑉𝑅𝑂2 + 𝑉𝐻2 𝑂 + 𝑉В0 ∙ (𝛼 − 1) = = 8,61 + 1,63 + 1,36 + 10,9 ∙ (1,2 − 1) = 13,8 м3 кг . (56) Полный выход дымовых газов: 𝑉 полн = 𝑉г ∙ 𝐺м = 13,8 ∙ 39220 = 541236 м3 ч . (57) Полный выход дымовых газов при сжигании мазута, как и ожидалось, превышает выход дымовых газов при сжигании природного газа, поэтому дальнейший расчет ведется по мазуту.

48 Высота дымовой трубы: 3 𝑀𝑁𝑂𝑥 𝑀𝑆𝑂2 1 ℎ = 𝑃𝑛 ∙ √𝐴 ∙ 𝐹 ∙ 𝑚 ∙ 𝑛 ∙ ( + = )∙ √ ПДК𝑆𝑂2 ПДК𝑁𝑂𝑥 𝑉сек ∙ ∆𝑇 = 1 ∙ √200 ∙ 1 ∙ 0,85 ∙ 2 ∙ ( 170 0,5 + 94,4 1 3 ) ∙ √300,6∙124,3 = 67,7 м, 0,85 (58) где: • 𝑃𝑛 – коэффициент, учитывающий конструкцию трубы; • 𝐴 – коэффициент, зависящий от ортографического положения ТЭЦ; • 𝐹 – коэффициент, учитывающий скорость осаждения токсичных веществ в атмосфере; • 𝑚 – коэффициент, зависящий от скорости выброса дымовых газов из устья трубы; • 𝑛 – число котлов на трубу; • 𝑉сек – секундный расход дымовых газов: 𝑉сек = 𝑉 полн ∙𝑛 3600 = 541236∙2 3600 = 300,6 м3 с ; (59) • 𝐵сек – секундный расход топлива: 𝐵сек = 𝐺м ∙2 3600 = 39220∙2 3600 кг = 21,8 ; (60) с • ∆𝑇 – разница температуры уходящих газов и температуры самого жаркого месяца: ∆𝑇 = 147 − 22,7 = 124,3 оС; (61) • 𝑀𝑆𝑂2 , 𝑀𝑁𝑂𝑥 – выбросы оксидов серы и азота, соответственно: 𝑀𝑆𝑂2 = 2000 ∙ = 2000 ∙ 𝑆 𝜑 ∙ 𝐵сек ∙ (1 − 𝜂′ ∙ 𝑆𝑂2 ) ∙ (1 − 𝜂′′ ∙ 𝑆𝑂2 ) ∙ (1 − )= 100 100 0,4 100 ∙ 21,8 ∙ (1 − 0,02) ∙ (1 − 0) ∙ (1 − 0,5 г ) = 170 с, 100 (62)

49 𝑀𝑁𝑂𝑥 = 0,034 ∙ 𝛽1 ∙ 𝛽2 ∙ 𝐾 ∙ 𝐵сек ∙ 𝑄НР ∙ (1 − = 0,034 ∙ 0,8 ∙ 1 ∙ 4 ∙ 21,8 ∙ 40 ∙ (1 − 0,5 𝑞4 )= 100 г ) = 94,4 с, 100 (63) где: 𝜂′ - доля сернистого газа, остающаяся в дымоходе; 𝜂′′ - доля сернистого газа, остающаяся в золоуловителе; 𝛽1 – коэффициент запаса; 𝛽2 – коэффициент, зависящий от конструкции горелок; 𝐾 – коэффициент, зависящий от паропроизводительности котла. В соответствии с СНиП 2.09.03-85 «Сооружения промышленных предприятий» принимаем высоты дымовой трубы по унифицированному ряду – 75 метров [23]. Диаметр устья дымовой трубы: 𝑑у = √ 4∙𝑉сек 𝜔∙𝜋 =√ 4∙300,6 30∙3,14 = 3,57 м. (64) В соответствии с СНиП 2.09.03-85 «Сооружения промышленных предприятий» принимаем диаметр устья дымовой трубы 3,6 метра – минимальный диаметр для монолитной железобетонной трубы (продиктован ограничением по оборудованию, с помощью которого возводится дымовая труба) [23].

50 3. Разработка и расчет тепловой схемы 3.1. Разработка тепловой схемы Принципиальная тепловая схема (ПТС) составляется на основе произведенного выбора оборудования электростанции, наглядным представлением о структуре которой является чертеж. На принципиальной тепловой схеме отражается тепловое оборудование пароводяного тракта и трубопроводы, объединяющие его. Приближенный состав ПТС: основные агрегаты и связывающие их линии пара и воды, регенеративные подогреватели высокого и низкого давления с охладителями пара и дренажа, сетевые подогреватели, деаэраторы питательной и подпиточной (добавочной) воды, конденсатные и дренажные насосы, линии основного конденсата и дренажей, добавочной воды, вспомогательные устройства и теплообменники, линии отвода пара из уплотнений турбин к различным подогревателям воды. Проектируемая станция включает два паровых котла Е-500-13,8-560 ГМН, подключенных к общему паропроводу, из которого пар поступает на 2 турбины ПТ-80/100-12,8/1,3 (турбина типа ПТ имеет 2 регулируемых отбора пара на промышленного потребителя и теплофикацию, подключенных к общестанционным коллекторам). 3.2. Расчет тепловой схемы Необходимость в поставке теплоносителя и подаче теплоты продиктована производственной потребностью нефтеперерабатывающего завода – технологического потребителя теплоты в виде пара и потребителей теплоты на теплофикацию в виде горячей воды и предопределяет выбор ТЭЦ.

Таблица 3.2.1 Расчет тепловой схемы Режим № п/п Наименование и обозначение расчетной величины Единица измерения Расчетная формула I II III IV Теплофикационная установка 𝑄г в 𝑡г в − 𝑡х в 1 Расход пара на ГВС м3/ч 2 Утечки теплосети м3/ч 𝐺ут 3 Суммарный расход подпиточной воды м3/ч 𝐺подп = 𝐺г в + 𝐺ут 411,8 274,3 4 Теплота подпиточной воды МВт 𝑄подп = 𝐺подп ∙ 𝑡подп 28,8 - 5 Нагрузка сетевых подогревателей МВт 𝑄с п = 𝑄ту − 𝑄подп 257,9 239,9 234,9 - 6 Нагрузка пикового водогрейного котла МВт 𝑄п п = 𝑄с п − 𝑄о п 121,7 63,1 - - 7 Расход пара основными сетевыми подогревателями м3/ч 𝐷о п = 250,3 - 8 Расход пара на деаэратор подпиточной воды м3/ч 9 Расход химически очищенной воды на подпитку теплосети м3/ч 𝐺г в = 𝑄с п − 𝑄п п (𝑖п − 𝑖к ) ∙ 𝜂 𝐷подп = 𝐺подп ∙ 𝑡подп − 𝑡х о ∙ 𝜂 (𝑖п − 𝑡х о ) ∙ 𝜂 𝐺хподп = 𝐺подп − 𝐷подп о 381,8 30 30 250,3 - 244,3 30 30 59,1 39,4 352,7 234,9

52 Продолжение таблицы 3.2.1 № п/п Наименование и обозначение расчетной величины Единица Расчетная формула измерения Режим I II III IV 𝑡′′сыр 10 Температура сырой воды после ВВТподп о С = 𝐺подп ∙ (𝑡′подп − 𝑡′′подп ) ∙ 𝜂 1,25 ∙ 𝐺хподп о 86,3 + 𝑡′сыр 11 Расход пара на ПВПподп хо т/ч хо 𝐷пвп = 𝐺хподп ∙ о 𝑡′х о − 𝑡′′х о (𝑖п − 𝑖к ) ∙ 𝜂 32,5 21,6 Суммарный расход пара внешним потребителям 12 Производство т/ч 𝐷пп 378 Расчет расходов пара на собственные нужды Предварительно выбираем расход пара на собственные нужды ТЭЦ равным 5% расходов пара 13 ат внешними потребителями (в I режиме, в остальных – с предполагаемым уменьшением). В данном случае на СН ТЭЦ расходуется пар 13 ат (деаэратор 6 ат и ПВПподп хо ) Паропроизводительность котельной 13 Полный расход пара 13 ат т/ч 𝐷13 396,9 14 Загрузка отбора 13 ат турбин ПТ т/ч 13 𝐷пт 198,5 15 Расход свежего пара на турбину ПТ т/ч св 𝐷пт 470 16 Мощность турбогенератора ПТ кВт 𝑁пт 120000 т/ч св 2 ∙ 𝐷пт 𝐷′к = 0,98 959,2 17 Паропроизводительность котельной ТЭЦ

53 Продолжение таблицы 3.2.1 № п/п Единица Наименование и обозначение расчетной величины измере- Режим Расчетная формула ния I II Баланс расширителей непрерывной продувки Расширитель I ступени (Давление пара 7 ат; энтальпия насыщенного 18 пара 660 ккал/кг; энтальпия котловой воды при давлении в барабане котла 140 ат 375,2 ккал/кг; энтальпия отсепарированной воды при - ∝𝐼 = 𝑖к в ∙ 𝜂 − 𝑖с в 𝐼 𝑖с − 𝑖с в 𝐼 0,41 - ∝𝐼𝐼 = 𝑖с в ∙ 𝜂 − 𝑖с в 𝐼𝐼 𝑖с п − 𝑖с в 𝐼𝐼 0,08 давлении 7 ат 165,7 ккал/кг) Расширитель II ступени (Давление пара 2 ат; энтальпия насыщен19 ного пара 646 ккал/кг; энтальпия котловой воды 165,7 ккал/кг; энтальпия отсепарированной воды при давлении 2 ат 120 ккал/кг) 20 21 22 23 Количество продувочной воды, поступающее в расширитель I ступени (продувка котлов 1%) 𝐼 𝐺прод = 0,01 ∙ 𝐷′к 9,59 𝐼 𝐼 𝐷сеп = 𝐺прод ∙∝𝐼 3,93 т/ч 𝐼𝐼 𝐼 𝐼 𝐺прод = 𝐺прод − 𝐷сеп 5,66 т/ч 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐷сеп = 𝐺прод ∙∝𝐼𝐼 0,453 т/ч 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐺сеп = 𝐺прод − 𝐷сеп 5,21 т/ч Количество пара, выходящее из расширителя I ступени Количество продувочной воды, выходящее из расширителя I ступени (поступающее в расширитель II ступени) Количество пара, выходящее из расширителя II ступени Количество продувочной воды, выходящее из расширителя II сту- 24 пени (сброс в канализацию после охлаждения до 50°C в теплообменнике непрерывной продувки сырой воды, подаваемой на ХВО) III IV

54 Продолжение таблицы 3.2.1 № п/п Наименование и обозначение расчетной величины Единица измерения Расчетная формула Режим I II III IV Добавок химически очищенной воды котлов (поступает в деаэратор 6,0 ат) 25 Потеря конденсата на производстве (40% расхода пара 13 ат) т/ч ∆𝐺кп = 0,4 ∙ 𝐷пп 26 Конденсат греющего пара деаэратора подпитки т/ч (см. п. 8) 27 Непрерывная продувка котлов (сброс из расширителя II ступени) т/ч (см. п. 24) 5,21 28 Внутристанционные потери пара и воды т/ч ∆𝐺п в = 0,02 ∙ 𝐷′к 19,2 29 Добавок химически очищенной воды в цикл ТЭЦ (сумма потерь) т/ч 30 Расход сырой воды на приготовление добавка т/ч 31 Расход пара на подогрев сырой воды в ПВП т/ч 𝐼𝐼 𝐺х6о = ∆𝐺кп + 𝐷подп + 𝐺сеп + ∆𝐺п в 𝐺сыр = 1,25 ∙ 𝐺х о сыр 𝐷пвп = 𝐺сыр ∙ 𝑡′сыр − 𝑡′′сыр (𝑖п − 𝐼к ) ∙ 𝜂 151,2 59,1 39,4 234,7 215 293,4 268,8 8,08 7,41 Баланс деаэратора 1,2 ат 32 33 34 35 Количество производственного конденсата, поступающего в деаэратор 1,2 ат с t = 95°C (60% количества производственного пара) Добавок ХОВ, поступающей в деаэратор 1,2 ат Расчетная сумма тепловых потоков, входящих в деаэратор 1,2 ат (кроме греющего пара) Расчетный суммарный вес потоков, входящих в деаэратор 1,2 ат (кроме греющего пара) т/ч 1,2 ∆𝐺др = 0,6 ∙ 𝐷пп 226,8 т/ч 𝐺х1,2 о 20 Мкал/ч вх 6 вх 6 ∑𝑞твхп6 = ∑𝐺пот ∙ 𝑡пот 16176 т/ч 1,2 вх ∑𝐺пот = ∆𝐺др + 𝐺х1,2 о 246,8

55 Продолжение таблицы 3.2.1 № п/п Наименование и обозначение расчетной величины Единица измерения 36 Учтенная теплота Мкал/ч 37 Расход пара на деаэратор т/ч 38 Суммарный расчетный расход пара 1,2 ат из отборов турбин (внеш- Режим Расчетная формула учт учт I учт ∑𝑄пот = ∑𝐺пот ∙ (𝑡 ′′ др − 𝑡пот ) II III IV 9979,2 учт доб 𝐷др = вх вх ∑𝐺пот ∙ 𝑡др − ∑𝑡пот ∙ 𝜂 − ∑𝑄пот 𝑖п ∙ 𝜂 − 𝑡др сыр 0,689 доб отб 𝐷сум = 𝐷пвп + 𝐷др 8,77 8,1 т/ч (см. п. 29) 234,7 215 Мкал/ч вх 6 вх 6 ∑𝑞твхп6 = ∑𝐺пот ∙ 𝑡пот 24701 22653 т/ч вх 6 𝐼𝐼 ∑𝐺пот = ∆𝐺др + 𝐷сеп 235,2 215,5 30,5 24,6 408,5 402,6 т/ч ние потребители + собственные нужды ТЭЦ) Баланс деаэратора 6 ат 39 40 41 42 Добавок ХОВ, поступающей в деаэратор 6,0 ат Расчетная сумма тепловых потоков, входящих в деаэратор 6 ат (кроме греющего пара) Расчетный суммарный вес потоков, входящих в деаэратор 6,0 ат (кроме греющего пара) Расход пара 13 ат на деаэратор 6 ат т/ч 6 ∆𝐷др = вх 6 вх 6 ∑𝐺пот ∙ 𝑡др − 𝑡пот ∙𝜂 𝑖п ∙ 𝜂 − 𝑡др Итоги расчета 43 Суммарный расчетный расход пара 13 ат внешними потребителями и собственными нуждами ТЭЦ т/ч 10 6 𝐷сум = 𝐷пп + 𝐷др 44 Действительная загрузка отбора 13 ат турбин ПТ т/ч (см.п.14) 198,5 45 Действительный расход свежего пара на турбину ПТ т/ч (см.п.15) 470

56 Продолжение таблицы 3.2.1 № п/п Наименование и обозначение расчетной величины Единица измерения Расчетная формула Режим I II III 46 Мощность турбогенератора ПТ кВт (см.п.16) 120000 47 Действительная паропроизводительность котельной ТЭЦ т/ч (см.п.17) 959,2 IV

3.3. Годовые показатели работы ТЭЦ Годовая выработка электрической энергии Средневзвешенные значения удельной выработки электрической энергии на технологическом и отопительном теплопотреблении: ср эп = ср эсв = ПТ Р Р эПТ п ∙𝐷п +эп ∙𝐷п = тур 𝐷п ПТ эПТ св ∙𝑄св тур 𝑄св 85,9∙51,4∙2 51,4∙2 143,5∙2∙89 = 2∙89 кВт∙ч = 85,9 = 143,5 ГДж ; (65) кВт∙ч ГДж , (66) где: эПТ п – среднегодовая удельная выработка электроэнергии (технологическое потребление) для ПТ-80/100-12,8/1,3 при 𝑝п = 1,3 МПа; эПТ св – среднегодовая удельная выработка /электроэнергии (отопительное теплопотребление) для ПТр 80/100-12,8/1,3 при 𝛼св = 0,522. Выработка электроэнергии на технологическом теплопотреблении (пар): Эп = ЭПТ п + ЭРп = ср эп ∙ 𝛼пг ∙ 𝑄пг ∙ 𝑘ав ∙ 𝑘р ∙ = 85,9 ∙ 0,932 ∙ 7,92 ∙ 0,98 ∙ 0,93 ∙ 102,8 102,8 𝐷пПТ + 𝐷пР тур 𝐷п = = 577,9 ГВт ∙ ч. (67) Выработка электроэнергии на отопительном теплопотреблении (пар): Эсв = ЭПТ св = ср эсв ∙ г 𝛼св ∙ г 𝑄св ∙ 𝑘ав ∙ 𝑘р ∙ = 143,5 ∙ 0,862 ∙ 3,18 ∙ 0,98 ∙ 0,93 ∙ 178 178 ПТ 𝑄св тур 𝑄св = = 358,5 ГВт ∙ ч, (68) р г где: 𝛼пг – годовой коэффициент теплофикации по пару при 𝛼п = 0,979; 𝛼св – р годовой коэффициент теплофикации по сетевой воде при 𝛼св = 0,621; 𝑘ав , 𝑘р – коэффициенты аварийного и ремонтного простоя (среднегодовые значения ориентировочно принимаются равными соответственно 0,98 и 0,92…0,94). Общая выработка электрической энергии: Э = Эп + Эсв = 577,9 + 358,5 = 936,4 ГВт ∙ ч. (69) Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии: 𝐵э = 𝑏э ∙ Э ∙ (1 − 0,01 ∙ эсн ) = = 0,154 ∙ 936,4 ∙ (1 − 0,01 ∙ 7,25) = 133,8 т.у.т., (70)

58 где: 𝑏э – удельный расход топлива на отпуск электрической энергии от ТЭЦ с высокими параметрами пара; эсн – удельный расход электрической энергии на собственные нужды ТЭЦ. Годовой расход условного топлива на отпуск теплоты: г ) 𝐵т = 𝑏т ∙ (𝑄пг + 𝑄св = 36,5 ∙ (7,92 + 3,18) = 405,2 т.у.т., (71) где: 𝑏т – удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭЦ с высокими параметрами пара. Общий расход условного топлива: 𝐵 = 𝐵э + 𝐵т = 133,8 + 405,2 = 536,3 т.у.т. (72) Таблица 3.3.1 Сводная таблица годовых показателей ТЭЦ Наименование показателя Годовая выработка энергии на технологическом теплопотреблении Годовая выработка энергии на отопительном теплопотреблении Режим Единицы измерения I ГВт∙ч ГВт∙ч II III IV 329,8 301,3 577,9 358,5 335,9 Средневзвешенное значение удельной выработки электроэнергии на технологи- кВт∙ч/ГДж 85,9 ческом теплопотреблении Средневзвешенное значение удельной выработки электроэнергии на отопитель- кВт∙ч/ГДж 143,5 ном теплопотреблении Годовой расход условного топлива на отпуск электрической энергии Годовой расход условного топлива на отпуск тепловой энергии т.у.т. 133,8 117,5 115,4 105,8 т.у.т. 405,2 389,2 384,9 364,7

59 4. Разработка систем обеспечения работы ТЭЦ 4.1. Система топливоснабжения ТЭЦ 4.1.1. Газовое хозяйство Газовое хозяйство ТЭЦ представляет собой совокупность системы газопроводов и газораспределительного пункта (ГРП), газ на который поступает от газораспределительных станций (ГРС). Прокладка газопроводов и выбор количества установок регулирования давления газа – одна из задач проектирования ТЭЦ, Прокладка газопроводов по ГРП и на территории станции (вплоть до котельной) осуществляется наземной. Давление газа в трубопроводе от ГРС до ГРП может составлять 0,6-1,1 МПа, после чего его снижают до величины, определяющейся значением потерь давления в газопроводе до самого удаленного от ГРП котла с условием сохранения необходимого давления газа перед горелками: 0,15 – 0,2 МПа. Рисунок 12 – Принципиальная схема газового хозяйства ТЭЦ [24] В ГРП закладываются: рабочие нитки газопровода, резервная нитка с ручным управлением арматурой, нитки малого расхода на случай малого потребления газа. Защитные регуляторы, действующие по принципу «после себя», настраиваются на повышенное давление (по сравнению с рабочим) и полностью открыты при работе в расчетном диапазоне, устанавливаются на рабочие нитки и нитки малого расхода вместе с автоматическими регуляторами давления. Подвод

60 газа от ГРП к общей газовой магистрали котельного отделения не резервируется, выполняется однониточным, как и от магистрали к котлам. Газораспределительная магистраль котельного отделения – газовый распределительный коллектор котлов прокладывается вне здания котельного отделения. На газопроводах используется стальная арматура. Функция ГРП на ТЭЦ – снижение давления поступающего на станцию газа до рабочего, его распределение после очистки на фильтрах, а также поддержание давления после регуляторов постоянным (рабочим), исключая возможное влияние колебаний давления в газопроводах до ГРП и расхода газа в котлах ТЭЦ. ГРП располагается в отдельном здании в или вне основной территории ТЭЦ, имеет естественное и электрическое освещение, естественную принудительно постоянно действующую вентиляцию, поддерживающую режим непрерывного воздухообмена (не менее трехкратного в час), отопление на уровне температуры не ниже 5 оС. В помещении ГРП предусмотрены регуляторы давления, запорная и предохранительная арматура, контрольно-измерительные приборы, системы контроля концентрации газа и аварийного оповещения. При включении подачи газа, газопроводы через специальные сбросные свечи должны продуваться до полного вытеснения воздуха и наоборот, при прекращении подачи газа газопровод продувается воздухом до вытеснения всего газа (поскольку при объемной концентрации природного газа в воздухе 5-15 % образуется взрывоопасная смесь), а от сбросных свечей газ отводится в безопасное место, исключающее попадание газа к оборудованию, источнику возможного воспламенения и зданиям. 4.1.2. Мазутное хозяйство Доставка мазута на ТЭЦ происходит по трубопроводу с нефтеперерабатывающего завода или по железной дороге в цистернах. Мазутное хозяйство ТЭЦ представляет собой совокупность приемно-сливного устройства, мазутохранилища, мазутных насосов, установки ввода присадок и трубопроводов с арматурой.

61 Мазут – тяжелая фракция переработки нефти, в обычных условиях представляет собой вязкую густую массу, что обуславливает необходимость подогрева для каких-либо манипуляций, это реализуется подачей пара. На станцию планируется завозить топочный мазут марки М-100. Таблица 4.1.2.1 Характеристики топочного мазута марки М-100 Плотность при 20 оС, г/см3 0,985 Условная вязкость (при 80 оС), град 15,5 Температура вспышки, оС 110 Содержание серы, % 2,5 Содержание воды, % 2 Теплота сгорания, ккал/кг 9500 Содержание механических примесей, % 2,5 Зольность, % 0,15 При транспортировке мазута по специальному трубопроводу напрямую с нефтеперерабатывающего завода, может быть реализована непрерывная подача топлива на горелки котлов, минуя мазутохранилища, но, поскольку мазут является резервным топливом, как правило, такого не практикуют. Для слива мазута из цистерн применяется разогрев «открытым паром» или горячим мазутом. Слив выполняется из нижнего отверстия цистерны в специальные межрельсовые лотки или «гусаки» отвода мазута в мазутохранилище. В случае слива в межрельсовые лотки, прежде чем попасть в трубопровод до приемной емкости, мазут проходит через грубую фильтр-сетку и гидрозатвор по уклону не менее 1 %, под лотками прокладывается система паропроводов, чтобы не допустить затвердевание мазута. Транспортировка мазута происходит в стандартных цистернах грузоподъемностью 60 тонн (коэффициент неравномерности принимается 1,2), длина фронта разгрузки закладывается исходя из производительности работы котлов. Для станций с суммарной производительностью котлов менее 8000 т/ч согласно строительным нормам и правилам для растопочного/топочного мазута, длина

62 фронта разгрузки принимается равной 100 метров (не менее трети длины маршрута). Рисунок 13 – Принципиальная схема мазутного хозяйства ТЭЦ (1 – цистерна; 2 – лоток приемно-сливного устройства; 3 – фильтр-сетка; 4 – приемный резервуар; 5 – перекачивающий насос; 6 – основной резервуар; 7 – насос первого подъема; 8 – основной подогреватель мазута; 9 – фильтр тонкой очистки мазута; 10 – насос второго подъема; 11 – регулирующий клапан подачи мазута к горелкам; 12 – насос рециркуляции; 13 – фильтр очистки резервуара; 14 – подогреватель мазута на рециркуляцию основного резервуара; 15 – подогреватель мазута на рециркуляцию приемного резервуара и лотка) [25] Мазут – резервное топливо на ТЭЦ, поэтому необходимо обеспечить запас мазута на 10-суточный расход при номинальной работе всех агрегатов. Вместимость приемной емкости основного мазутохозяйства составляет 20% от емкости разгружаемых цистерн, а объем приемной емкости растопочного мазутохозяйства – 120 м3, в первом случае выполняется резервация перекачивающих насосов, во-втором – нет. Вместимость мазутохранилища на десятисуточный расход топлива всей ТЭЦ: 𝑉= 𝐵 𝜌 = 24∙39220∙10∙2 985 = 19113 м3 . (73) Оптимальная температура хранения мазута марки М-100 в металлических наземных резервуарах – 60-70 оС (принимая во внимание то, что среднегодовая

63 температура в г. Кириши составляет 4,1 оС, резервуары необходимо теплоизолировать). Мазут разогревается по специальному циркуляционному контуру и с помощью местных паровых разогревающих устройств. Схема подачи, как и в случае газа, одноступенчатая, как в основном, так и в растопочном хозяйстве. Оборудования мазутного хозяйства должно обеспечивать непрерывную и достаточную подачу топлива в котельное отделение при работе всех котлом на номинальной производительности. Мазутные насосы в основном мазутохранилище резервируются, как правило, их количество равно 4 (2 основных, резервный и ремонтный). Схема мазутонасосной подразумевает поперечные связи между насосами, подогревателями и фильтрами. Подогреватели и фильтры тонкой очистки резервируются в мазутонасосной. Мазут подается к паровым котлам из мазутонасосной по двум магистралям, каждая из которых покрывает 75% номинальной производительности (с учетом рециркуляции). По одному трубопроводу в котельное отделение поступает мазут из растопочного мазутохозяйства, его пропускная способность выбирается с учетом общего количества и мощности установок (энергоблоков) на ТЭЦ, режима ее работы в энергосистеме и индивидуальных параметров (при этом на ТЭЦ не допускается превышение 30% нагрузки растапливаемых котлов от их номинальной производительности (не более двух)). Прокладка мазутопроводов выполняется наземная. В связи с особенностями мазута, мазутопроводы выполняются со спутниковыми обогревающими паропроводами (в случае прокладки на открытом воздухе и в холодных помещениях). На ответвлениях от магистрального мазутопровода в котельном отделении устанавливается запорная арматуры с дистанционным электрическим и механическим приводом в удобных для обслуживания и эксплуатации местах. Для аварийных отключений на магистралях (мазутопроводах) (всасывающих и нагнетательных) устанавливается запорная арматура на расстоянии 50 метров от мазутонасосной.

64 4.2. Техническое водоснабжение ТЭЦ на производственно-технологические нужды потребляет значительное количество воды, потому необходимо заложить систему технического водоснабжения. Потребителями технической воды на ТЭЦ являются: конденсаторы паровых турбин (для обеспечения конденсации рабочей среды в конденсаторе), маслоохладители турбин и вспомогательного оборудования, охладители воздуха возбудителей, охладители водорода и конденсата статоров электрогенераторов, система охлаждения подшипников механизмов, клининговая служба ТЭЦ. Вода на химводоочистку (сырая вода) поступает также из системы технического водоснабжения. Принимая во внимание жесткую природоохранную политику, в том числе природоохранное законодательство, и СНИП, принимаем для системы технического водоснабжения оборотную систему с использованием башенных градирен – типовых водоохладителей, предназначенных для охлаждения большого количества воды направленным потоком атмосферного воздуха. Необходимость охлаждения теплой воды возникает в технологическом процессе из-за необходимости охлаждения узлов и агрегатов и для повышения эффективности работы энергетической установки. Башенные градирни – охладительные башни – позволяют охладить большой объем воды без дополнительных затрат электрической энергии. Охлаждение воды в башенной градирне происходит восходящим потоком воздуха, который принимает часть теплоты и уносит ее вместе с паром, вода же подается через специальные желоба на уровень 7-10 метров, откуда крупными струями вода бьет по разбрызгивающим розеткам, после чего по многочисленным рейкам распределяется и стекает в сборный бассейн, откуда самотеком вода поступает в водозаборный колодец (бассейн) и циркуляционными насосами подается в конденсаторы турбин, замыкая круговой цикл.

65 Рисунок 14 – Принципиальная схема системы оборотного технического водоснабжения (1 – самотечный водовод; 2 – циркуляционный насос; 3- рециркуляционный трубопровод; 4 – напорный трубопровод; 5 – конденсатор паровой турбины; 6 – сливной напорный трубопровод; 7 – вытяжная башня градирни; 8 – водосборный бассейн градирни; 9 – самотечный перепускной канал; 10 – водоприемный колодец; 11 – регулятор расхода циркуляционной воды; 12 – датчик давления в конденсаторе; 13 – регулирующий орган расхода циркуляционной воды; 14 – регулятор расхода циркуляционной воды по рециркуляционному трубопроводу; 15 – датчик расхода циркуляционной воды; 16 – датчик температуры циркуляционной воды на входе в конденсатор; 17 – регулирующий орган расхода циркуляционной воды на рециркуляционном трубопроводе; 18 – водораспределительный лоток; 19 – разбрызгивающие сопла; 20 – оросительное устройство; 21 – водоуловитель) [26] Суммарный расход охлаждающей воды Суммарный расход охлаждающей воды на установленные турбогенераторы рассчитывается по летнему режиму работы станции при условии обеспечения номинальной электрической мощности и покрытия летних тепловых нагрузок, так как в летний период пропуск пара в конденсатор наибольший и температура воды наивысшая (с точки зрения термодинамической эффективности, летний режим работы является самым убыточным, тогда как зимний – максимально продуктивный). Суммарный расход охлаждающей воды на ТЭЦ: 𝑊т в = ∑(𝑊к + 𝑊го + 𝑊мо + 𝑊по ) = = 14000 + 0,0325 ∙ 14000 + 0,0185 ∙ 14000 + 0,0055 ∙ 14000 = 14791 м3 ч , (74)

66 где: 𝑊к – расход охлаждающей воды на конденсаторы ТЭЦ; 𝑊го – расход охлаждающей вода на газоохладители (может быть принято (0,025 – 0,04)∙ 𝑊к , принимаем 0,0325∙ 𝑊к ); 𝑊мо – расход охлаждающей воды на маслоохладители (может быть принято (0,012 – 0,025)∙ 𝑊к , принимаем 0,0185∙ 𝑊к ); 𝑊по – расход охлаждающей воды на охлаждение подшипников (может быть принято (0,003 – 0,008)∙ 𝑊к , принимаем 0,0055∙ 𝑊к ). 4.3. Химводоподготовка Сырая вода из источника водоснабжения непригодна для использования в технологических процессах, происходящих на ТЭЦ, поэтому необходимо проводить специальные подготовительные к использованию мероприятия: химическое очищение, обессоливание. В качестве источника водоснабжения принимается река Волхов (берет свое начало в озере Ильмень (Новгородская область) и впадает в Ладожское озеро (Ленинградская область, Республика Карелия)), среднегодовой расход которой составляет 586 – 593 м3/с, что характеризует ее, как полноводную. Вода в реке Волхов, по оценке на 2007 год, загрязненная [27]. Состав речной воды непостоянен и зависит от множества факторов, в частности, от стоков и сбросов в реку. Целесообразно проведения полного и комплексного анализа речной воды для получения детальной характеристики ее состава и показателей. На проектируемой ТЭЦ для снабжения паровых котлов рабочей средой предлагается схема трехступенчатого химического обессоливания: осуществление нагрева воды до 30 оС, освобождение воды от грубодисперсных и коллоидных частиц в осветлителе с последующим сливом в накопительный бак, откуда вода перекачивается в механические фильтры для удаления остатка грубодисперсных частиц с последующей обработкой в фильтрах химической очистки.

67 Рисунок 15 – Схема подготовки питательной (добавочной) воды (1 – осветлитель, 2 – бак осветлённой воды, 3 – механический фильтр, 4 – Н-катионитный фильтр I ступени, 5 – анионитный фильтр I ступени, 6 – Н-катионитный фильтр II ступени, 7 – декарбонизатор, 8 – анионитный фильтр II ступени, 9 – фильтр смешанного действия, 10 – выход ХОВ) Химическая очистка – целая система, состоящая из нескольких фильтров с соответствующими наполнителями для максимально эффективной очистки и организации ионного обмена: сначала из состава воды удаляются ионы Ca, Mg, Na с их замещением на ионы H, вода умягчается и снижается ее солесодержание, после чего в слабоосновных анионитовых фильтрах ионы Cl и SO4 обмениваются на ионы гидроксогруппы ОН с последующим удалением CO2 в декарбонизаторе, где также проводится удаление угольной кислоты (продувка воздуха через воду), что обусловлено необходимостью контролировать срабатывание анионитовых фильтров II-й ступени. За декарбонизатором вода поступает на H-катионитные фильтры для улавливания проскочивших I-ю ступень ионов Ca, Mg и Na, с дальнейшим обескремниванием (улавливанием SiO2) в сильноосновных анионитных фильтрах. Функцию дополнительной очистки выполняет ФСД – фильтр смешанного действия, в котором перемешан анионит и катионит, тем самым происходит дополнительная очистка воды. Степень очистки зависит от параметров и типа парового котла, для водогрейного котла применяется более простая схема очистки – ХВО с одноступенчатым химическим обессоливанием. Еще одна важная задача функционирования системы ХВО – очистка возвратного конденсата – производственного конденсата с промышленного предприятия (конденсатоочистка). Конденсатоочистка целесообразна, поскольку восполнение потерь рабочей среды требует значительных затрат, а очистка конденсата – эффективный способ рационализации и повышения эффективности.

68 Установка очистки производственного конденсата (производительность до 100 м3/ч) предназначена для непосредственной очистки горячего производственного конденсата (до 100 оС), который поступает с нефтеперерабатывающего завода – промышленного потребителя, конденсата дренажного бака и бака низких точек из главного корпуса. Очистка конденсата производится на угольный и Naкатионитовых фильтрах, а очищенный конденсат используется в качестве добавочной воды паровых котлов на подпитку регенеративного цикла, в конденсатор. Таблица 4.3.1 Требования по качеству питательной воды Общая жесткость, мкг−экв Натриевые соединения, мкг−экв 5 дм3 Кремниевая кислота, мкг−экв Соединения железа, мкг−экв Кислород, 0,2 дм3 15 дм3 10 дм3 мкг−экв 10 дм3 Удельная электропроводность, мкСм/см 0,3 Количество добавочной ХОВ ТЭЦ (I режим) Потеря конденсата на производстве (40% расхода пара 13 ат): т ∆𝐺кп = 0,4 ∙ 𝐷пп = 0,4 ∙ 378 = 151,2 . (75) ч Конденсат греющего пара деаэратора подпитки: 𝐷подп = 𝐺подп ∙ 𝑡подп −𝑡х о ∙𝜂 (𝑖п −𝑡х о )∙𝜂 158,8−80∙0,98 т = 411,8 ∙ (651,2−80)∙0,98 = 59,1 . (76) ч Непрерывная продувка котлов (сброс из расширителя II ступени): т 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐼𝐼 𝐺сеп = 𝐺прод − 𝐷сеп = 5,66 − 0,453 = 5,21 . (77) ч Внутристанционные потери пара и воды: т ∆𝐺п в = 0,02 ∙ 𝐷′ к = 959,2 ∙ 0,02 = 19,2 . (78) ч Добавка ХОВ в цикл ТЭЦ (суммарное покрытие потерь и утечек): т 𝐼𝐼 𝐺х6о = ∆𝐺кп + 𝐷подп + 𝐺сеп + ∆𝐺п в = 151,2 + 59,1 + 5,21 + 19,2 = 234,7 . (79) ч

69 Заключение В данной выпускной квалификационной работе был разработан проект промышленно-отопительной ТЭЦ. В ходе проектирования: 1. Выбрана площадка для строительства станции и разработан генеральный план проектируемой ТЭЦ; 2. В результате расчетов получены значения коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде, которые составили 0,979 и 0,621, соответственно; 3. Выполнена компоновка главного корпуса ТЭЦ; 4. Разработана тепловая схема станции. Мах тепловая нагрузка в зимнее время составила 1676,3 ГДж ч (465,6 МВт); 5. Рассчитаны выбросы дымовых газов. Высота дымовой трубы составила 75 метров; 6. Разработаны схема химводоочистки, схема технического водоснабжения, системы топливоснабжения (топливное хозяйство); 7. Рассчитаны удельные расходы топлива на отпуск электрической и тепловой энергии от ТЭЦ, которые составили 0,154 кг у т кВт∙ч и 36,5 кг у т ГДж , соответственно.

70 Список использованных источников 1. ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез». [URL]: www.kinef.ru (Дата обращения 18.05.2018); 2. Ректификация. Расчёт ректификационной колонны непрерывного действия для разделения бинарной смеси бензол-у. [URL]: www.works.doklad.ru/view/ixT1iBjuNBU.html (Дата обращения 18.05.2018); 3. Каталитический крекинг с одноступенчатым реактором. [URL]: www.studfiles.net/preview/578614/ (Дата обращения 18.05.2018); 4. Каталитический риформинг бензина. [URL]: www.studfiles.net/pre- view/4241621/page:25/ (Дата обращения 18.05.2018); 5. Гидрокрекинг. [URL]: www.studfiles.net/preview/2798922/page:11/ (Дата обращения 18.05.2018); 6. Висбрекинг. [URL]: www.studfiles.net/preview/2798922/page:5/ (Дата обращения 18.05.2018); 7. Костин А.А. Популярная нефтехимия. Увлекательный мир химических процессов / Костин Андрей. – М.: Ломоносовъ, 2013. – 176 с.; 8. Замедленное коксование. [URL]: www.studfiles.net/preview/2798922/page:6/ (Дата обращения 18.05.2018); 9. Кириши. Численность населения на 2017 год. [URL]: www.ru.wikipedia.org/wiki/Кириши (Дата обращения 20.05.2018 г.); 10. СП 131.13330.2012: «Строительная климатология». Климатологические данные города Тихвин.; 11. Амосов Н.Т. Теплофикация и теплоснабжение. Методические указания к расчетной работе. – СПб.: СПбПУ, 2016.; 12. СТО 70238424.27.040.020-2009 «Турбина паровая ПТ-80/100-130/13 ЛМЗ. Технические условия на капитальный ремонт. Нормы и требования.» 11.01.2010 г., г. Москва; 13. Котлы водогрейные КВ-ГМ-58,2-150, КВ-ГМ-116,3-150. Руководство по эксплуатации А-28000 РЭ. АО «ДОРОГОБУЖКОТЛОМАШ» 2017 г.

71 14. Гост 28269-89 «Котлы паровые стационарные большой мощности. Общие технические требования (с изменением № 1)» от 01.01.1991 г. (дата обращения 01.06.2018 г.); 15. Номенклатурный каталог. ООО Таганрогский Котлостроительный Завод «Красный Котельщик» (ПАО «Силовые Машины»). 2017 г.; 16. Промышленные тепловые электростанции: Учебник для вузов / Баженов М.И. и др.; Под ред. Е.Я. Соколова. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергия, 1979. – 296с.; 17. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. – М.: Энергоатомиздат, 1989.; 18. Котельное и теплообменное оборудование. Деаэраторы повышенного давления. Номенклатурный каталог ООО «ИНЕКС»; 19. Котельное и теплообменное оборудование. Деаэраторы атмосферные. Номенклатурный каталог ООО «ИНЕКС»; 20. Вентиляторы дутьевые двустороннего всасывания ВДН-25×2. Номенклатурный каталог вентиляторного завода «Укрвентсистемы»; 21. Дымосос ГД-31. Номенклатурный каталог «Сибирская ассоциация энергетического машиностроения»; 22. Дымосос ДОД-28,5. Номенклатурный каталог «Сибирская ассоциация энергетического машиностроения»; 23. СНиП 2.09.03-85 «Сооружения промышленных предприятий» 01.01.1987 г.; 24. Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР. Топливное хозяйство электростанций. Газовое хозяйство. [URL]: www.studbooks.net/1817647/matematika_himiya_fizika/toplivnoe_hozyaystvo (Дата обращения 25.05.2018); 25. Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР. Топливное хозяйство электростанций. Мазутное хозяйство. [URL]: www.studbooks.net/1817648/matematika_himiya_fizika/mazutnoe_hozyaystvo_elektrostantsiy 28.05.2018); (Дата обращения

72 26. Система оборотного теплоснабжения электростанции с градирней. Патент от 10.04.2007 г. [URL]: www.freepatent.ru/patents/2350715 (Дата обращения 29.05.2018); 27. Река Волхов. [URL]: www.ru.wikipedia.org/wiki/Волхов (Дата обращения 30.05.2018).

Приложение 1

74 Приложение 2

75 Приложение 3

76 Приложение 4

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв