Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Реконструкция Омской ТЭЦ – 3. 2

АННОТАЦИЯ

В данном дипломном проекте предлагается реконструкция Омской ТЭЦ – 3. Реконструкция включает в себя демонтаж двух котлов ТП-230-2 и четырёх турбин ПТ-25-3М, с установкой трёх ГТУ типа GT8C и трёх котлов – утилизаторов.

АҢДАТПА

Бұл дипломдық жобада Омбы қаласындағы 3 ЖЭО-ның қайта құрылуы қарастырылған. Қайта құрылу барысында екі ТП-230-2 қазандықты және төрт

ПТ-25-3М турбиналардың демонтажы өткізіліп, GT8C типті үш ГТҚ және қалдықтарды пайдалануға арналған үш қазандық орнатылады.

ANNOTATION

In the given diploma project there has been suggested the reconstruction of the Omsk power engineering station-3. The reconstruction includes dismantling of two boilers TP-230-2 and four turbines PT-25-3M with the installation of three GTC of the GT8C type and three boilers-utilizers.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 10

Технологическая часть 12

1.1 Технико-экономическое обоснование ТЭЦ-3 12

1.2 Перечень существующего оборудования 12

1.3 Тепловая схема 14

1.4 Топливо 15

1.5 Существующее газоснабжение 15

1.6 Технические решения по реконструкции 15

1.7 Турбина газовая 16

1.8 Тепловая схема газотурбинной установки с котлами-

утилизаторами 18

1.9 Котлы-утилизаторы 18

1.10 Водоподготовка 19

Расчет тепловой схемы энергетической ГТУ 21
2.1 Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре 21
2.2 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ 25
2.3 Определение параметров рабочего тела в газовой турбине 26
2.4 Расчет энергетических показателей ГТУ 30
2.5 Определение энергетических показателей

промышленно-отопительной ГТУ-ТЭЦ 31

2.6 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ 38

Автоматизация 46
3.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики 46
3.2 Особенности системы управления ГТУ 48
3.3 Гидравлическая часть системы регулирования 49
3.4 Расчет сужающего устройства 49
Охрана окружающей среды 53

4.1 Защита водоемов от сточных вод 53

4.2 Выбросы в окружающую среду 54

4.3 Расчет выбросов вредных веществ 56

4.4 Расчет выбросов оксидов азота 57

5. Охрана труда 59

5.1 Выписка из трудового кодекса РК от 15 мая 2007 года № 252-II 59

5.2 Анализ условий труда в турбинном цехе ТЭЦ 66

5.3 Характеристика пожарной опасности в ТЦ 66

5.4 Особенности тушения пожаров в турбогенераторах 67

5.5 Профилактические мероприятия направленные на

предупреждение пожаров ТЦ 67

5.6 Расчет шумовой характеристики двигателя вентилятора горячего

дутья 68

6. Расчет годовых технико-экономических показателей ТЭЦ 70

6.1 Расчет абсолютных вложений в новое строительство ТЭЦ 70

6.2 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ 70

6.3 Годовые издержки по калькуляционным статьям в целом поТЭЦ 72

6.4 Вывод 76

Заключение 78

Список использованных источников 79

ВВЕДЕНИЕ

Омская ТЭЦ – 3 с установленной электрической мощностью 435 МВт и тепловой мощностью 8530,84 ГДж/ч, в том числе из отборов и противодавления турбин 7437,25 ГДж/ч. Обеспечивает паром и теплом “Омский НПЗ” (категорированный потребитель), теплом и горячей водой жилищный сектор Советского и частично Первомайского районов г. Омска, а поэтому требования к техническому состоянию оборудования должны быть повышенными.

Основное тепломеханическое оборудование ТЭЦ-3, первый агрегат пущен в 1954 году, а последний в1964 году, физически и морально устарело. Основная часть оборудования уже выработала свой ресурс (более 250 тыс. часов).

В предыдущие годы поддержание в удовлетворительном состоянии оборудования обеспечивалось за счет систематического проведения капитальных и текущих ремонтов, а также частичной модернизации в целях повышения его экономичности и надежности:

турбоагрегаты ст. № 1,2,6 и 7 типа ПТ-25-90/3М модернизированы в ПТ-25-90/10М с увеличением электрической мощности до 30 МВт и промышленного отбора до 150 т/ч на каждой турбине;
турбина ст. № 8 типа Р-25 заменена со всем вспомогательным оборудованием на однотипную;
на турбинах ст. № 11,12 типа ПТ-60-130/13 заменены ЦВД и ПВД с перемаркировкой их на ПТ-60-130/13;
на турбине ст. № 10 типа ПТ-60-130/13 заменены ЦВД и ПВД;
на турбоагрегатах ст. № 9,11 заменены генераторы типа ТВ-60-2 на генераторы типа ТВФ-63-2Е, блочные трансформаторы на трансформаторы типа ТДЦ-80000;
конденсаторы турбин ст. № 1,2,6 и 7 переведены на ухудшенный
вакуум для подогрева сетевой воды;
конденсаторы турбин ст. № 10,11,12 переведены на ухудшенный вакуум для подогрева подпиточной воды.

Тем неменее, перечисленные выше мероприятия, позволившие поднять надежность и экономичность работы оборудования, не решили вопросов кардинальной реконструкции и обновления оборудования, а также удовлетворения современных экологических требований.

Учитывая это, а также принимая во внимание напряженную экологическую обстановку в Омском регионе и имеющееся решение о переводе ТЭЦ-3 на сжигание газового топлива, были выделены приоритетные направления по реконструкции ТЭЦ-3 применение экологически чистых ресурсосберегающих технологий, позволяющие резко поднять экономическую эффективность, снизить вредные выбросы и сократить капитальные вложения.

Проектирование и строительство предполагается произвести в два этапа:

1 этап – замещающая мощность

2 этап – реконструкция первой очереди

В настоящей работе предлагается 1 этап с учетом установки газотурбинного оборудования фирмы АББ:

три ГТУ типа GT8C, мощностью 50 МВт каждая;
три котла – утилизатора АО ”Подольский машиностроительный завод” производительностью 105 т/ч каждый;
блочный щит управления ГТУ и котлами-утилизаторами;

2 этап – реконструкция первой очереди ТЭЦ, будет осуществляться после ввода замещающей мощности. Поэтому технические решения в настоящей работе детально не рассматривались, а только даны предложения по переводу котлов на пониженные параметры, по замене котельного и турбинного оборудования.

Учитывая повышенные требования к экологической обстановке, принято решение о размещении в машинном зале существующего главного корпуса испарительной установки на месте демонтируемых турбин № 1,2.

Выдача мощности осуществляется по существующей схеме, с имеющимися предельными перетоками мощности по сетям 110 кВ без предъявления новых требований к режимам станции и системной противоаварийной автоматике.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Технико-экономическое обоснование ТЭЦ

Омская ТЭЦ – 3, установленной электрической мощностью 435 МВт и тепловой 8530,84 ГДж/ч, расположена в Северо – Западном промышленном узле г. Омска и обеспечивает паром и теплом предприятия, в том числе производственное объединение “Омскнефтеоргсинтез” и завод синтетического каучука, а также теплом и горячей водой жилищный сектор Советского и частично Первомайского районов.

Существующий уровень тепловых нагрузок составляет:

в паре на производство - 1420 т/ч; в горячей воде на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение – 3310,1 ГДж/ч.

Потребление пара на производство в течении суток постоянное, в течении года неравномерное. Снижение потребления пара в летний период на 30 %.

Основное оборудование первой очереди ТЭЦ физически морально устарело. Несмотря на ежегодно проводимые ремонтно – восстановительные и реконструкционные работы, котельное оборудование имеет ряд “узких мест”, обусловленных старением металла котлоагрегатов и трубопроводов высокого давления и других элементов, работающих на сернистом мазуте.

Установка двух блоков ГТУ (2хGТ8С+2хКУ) первого пускового комплекса замещающей мощности с последующим выводом на реконструкцию двух котлов ТП-230-2 и демонтажем двух турбин ПТ-25-3М обеспечивает покрытие существующего уровня тепловых нагрузок с одновременным увеличением отпуска электроэнергии и улучшением технико – экономических показателей ТЭЦ за счет использования двух блоков ГТУ в базовой части тепловых нагрузок с выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.

Установка третьего блока ГТУ без разрыва по времени после ввода первых двух блоков несколько снижает напряженность работы существующего оборудования I очереди, обеспечивает возможность вывода из работы еще двух турбин ПТ-25-3М. Улучшение показателей по сравнению с первым пусковым комплексом происходит за счет того, что третий блок ГТУ работает в таком же базовом режиме, как и первые два.

1.2 Перечень существующего оборудования

Перечень существующего оборудования приведен в таблице 1.1

Таблица 1.1 - Перечень существующего оборудования

Тип оборудования

Мощность, МВт, т/ч

Давление, МПа

Температура, ^оС

Год ввода

Окончание таблицы 1.1

Турбоагрегаты

I очередь

ст. №1 ПТ-25-3М

ст. №2 ПТ-25-3М

ст. №3 Р-25-2

ст. №4 Р-25-2

ст. №5 ПТ-25-3М

ст. №6 ПТ-25-3М

ст. №7 Р-25-2

ст. №8 ПТ-60-90

II очередь

ст. №9 ПТ-60-130/13

ст. №10 ПТ-60-130/13

ст. №11 ПТ-60-130/13

ст. №12 Р-50-130/13

Котлоагрегаты

I очередь

ст. №1-10 ТП-230-2

II очередь

ст. №11-14 ТП-82

230

420

8,83

12,75

9,8

13,73

500

560

510

560

1954

1955

1956

1957

1958

1959

1961

1962

1963

1964

1954 -

- 1958

1961 -

- 1964

1.3 Тепловая схема

Строительство ТЭЦ велось в три очереди:

1 очередь – оборудование с параметрами острого пара 9,8 МПа, 510 ^оС;

2 очередь – оборудование с параметрами острого пара 13,73 МПа, 560 ^оС;

Тепловая схема первой и второй очереди выполнена с поперечными связями, имеется РОУ между коллекторами острого пара 13,73МПа и 9,8 МПа. Для отпуска пара на производство, с давлением 3 МПа установлены РОУ 9,8/3 МПа.

Теплофикационные отборы турбин “ПТ” подключены на основные сетевые подогреватели и на коллектор пара 0,12 МПа, от которого запитаны подогреватели сырой, водопроводной, химочищенной и химобессоленной воды и атмосферные деаэраторы подпитки котлов и теплосети.

Производственные отборы турбин “ПТ” и противодавление турбин Р-25 и Р-50 подключены на пиковые сетевые подогреватели и на коллекторы пара 1 – 1,5 МПа, от которых отпускается пар на производство, мазутохозяйство, подогреватели химобессоленной воды перед деаэраторами 0,6 МПа.

Теплофикационные и производственные отборы турбин резервируются соответствующими РОУ.

Подпитка колов ТП-230-2 (9,8 МПа) производится химочищенной водой, колов ТП-82 (13,73 МПа) – химобессоленной водой.

Исходной водой для подпитки котлов является техническая вода, которая перед ХВО подогревается в конденсаторах турбин ст. № 10,11,12 и в подогревателях сырой воды паром 0,12 МПа.

Химочищенная вода после ХВО подогревается в конденсаторе турбины ст. № 6 или в подогревателях химочищенной воды паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных деаэраторах и поступает в систему регенерации турбин “Т” (8,83 МПа) и деаэраторы 0,6 МПа.

Химобессоленная вода после ХВО подогревается в теплообменниках паром 0,12 МПа, деаэрируется в атмосферных деаэраторах и поступает в систему регенерации турбины “ПТ” (12,75 МПа) и, частично, через подогреватели химобессоленой воды в деаэратор 0,6 МПа.

Исходной водой для подпитки теплосети является водопроводная вода. Подогрев водопроводной воды перед ХВО подпитки теплосети осуществляется в конденсаторе турбины ст.№9 и подогревателях водопроводной воды паром 0,12 МПа. Деаэрация подпиточной воды производится в атмосферных деаэраторах, в качестве греющего потока в которых используется пар 0,12 МПа. На ТЭЦ установлены аккумуляторные баки горячего водоснабжения 4x3000 м³. подпитка теплосети осуществляется зимними и летними подпиточными насосами. Коллекторной сетевой воды на ТЭЦ не имеется. Сетевая вода подогревается в отдельных группах основных и пиковых подогревателей, которые имеют свои сетевые насосы. Между группами сетевых подогревателей имеются перемычки с секционирующими задвижками. Водогрейные котлы работают в основном режиме.

От первой очереди ТЭЦ обеспечивается теплом и горячей водой жилищный сектор, от второй очереди – промзона.

1.4 Топливо

Основным видом топлива для энергетических и водогрейных колов является природный газ, резервным – мазут М – 40”В”.

Мазут на ТЭЦ – 3 поступает с Омского нефтеперерабатывающего завода по двум мазутопроводам диаметром 200 мм.

Склад мазута общей емкостью 5000 м³ оборудован тремя приемными подземными резервуарами по 1000 м³ каждый.

Здание мазутонасосной состоит из заглубленной и надземной частей. Заглубленная часть оборудована четырьмя насосами типа 5Н-5х4 с подачей 170 м³/ч, напором 70 м. вод. ст. и служит для перекачки мазута из подземных резервуаров в наземные расходные резервуары. Надземная мазутонасосная оборудована четырьмя насосами типа 8НД-9х3 с подачей 290 м³/ч, напором 270 м. вод. ст. и служит для подачи мазута в котельное отделение.

Для подогрева мазута установлено восемь подогревателей восемь подогревателей типа ТВТ-80 с поверхностью нагрева по 80 м².

Подача мазута в главный корпус осуществляется по двум трубопроводам диаметром 200 мм.

Номинальное давление мазута перед форсунками котлов составляет 2,5 МПа.

По действующим нормам технологического проектирования емкость существующего мазутного хозяйства недостаточна для емкости резервного мазутного хозяйства, кроме того его оборудование физически устарело.

1.5 Существующее газоснабжение

Природный газ на ТЭЦ – 3 поступает с ГРП – 1 по газопроводу диаметром 700 мм.

Трасса проложена подземно и надземно на высоких опорах. Длина трассы примерно 6,2 км.

Газ поступает на ГРП, где проходит очистку и двухступенчатое редуцирование. В результате давление газа в ГРП снижается с 1,2 МПа на входе до 0,1 МПа на выходе (давление избыточное). Производительность ГРП – 382000 нм³/ч.

Из ГРП выходят два газопровода среднего давления:

- диаметром 1200 мм. – на 1 очередь строительства ТЭЦ;

- диаметром 1000 мм. – на 2 очередь строительства ТЭЦ.

1.6 Технические решения по реконструкции

Реконструкцию и перевооружение ТЭЦ – 3 предусматривается проводить в два этапа:

Этап 1

Строительство нового главного корпуса для установки в нем трех газотурбинных блоков в составе 3хGТ8С+3хКУ (без дожигания) разбивкой ввода на два пусковых комплекса:

первый пусковой комплекс - 2хGT8С+2хКУ;

второй пусковой комплекс - 1хGТ8С+1хКУ.

Этап 2

Демонтаж физически и морально устаревшего турбинного и котельного оборудования первой очереди. Планируется демонтировать две турбины ПТ-25-3М ст. № 1,2 и вывести из работы два котла ТП-230-2 (9,8 МПа).

Реализация второго этапа реконструкции может начаться после ввода двух блоков ГТУ.

Срок ввода третьего блока ГТУ должен быть увязан с выполнением второго этапа реконструкции при разработке отдельного ТЭО реконструкции 1 очереди ТЭЦ.

Реализация этих решений будет обеспечивать не только непрерывность монтажа и ввода замещающего основного оборудования, но и надежность теплоснабжения, отпуска пара на производство и энергоснабжения потребителей на всех этапах реконструкции.

1.7 Турбина газовая

GT8C выполнена по схеме простого открытого цикла. Ротор газогенератора и силовой турбины является единым и сочленяется с ротором электрогенератора через редуктор (6200/3000 об/мин). Турбина и компрессор помещены в корпусе, разделенные по горизонтальной плоскости на уровне оси оборудования, представляющая собой в собранном состоянии единый блок.

Для контактирующих с горячим газом деталей существует система воздушного охлаждения с целью поддержания допустимого диапазона температур. Имеется термоизоляция, служащая и как звукоизоляция, для предотвращения попадания тепла в окружающую среду, равномерного распределения тепла на все детали оборудования и изоляции шума.

Камера сгорания установлена в вертикальном положении на корпусе турбины, предусмотрено противоточное охлаждение. Газовая турбина может работать как на газотурбинном, так и на жидком топливе. Имеется возможность переключения с газообразного топлива на жидкое (автоматически) и с жидкого на газообразное (вручную) без прекращения эксплуатации.

В качестве аварийного топлива используется дизельное топливо.

В процессе сжигания жидкого топлива происходит впрыскивание воды с целью поддержания эмиссии NO_x выхлопных газов на низком уровне. Процесс горения неблагоприятных изменений не претерпевает. Генераторный блок присоединяется редуктором к газотурбинному блоку.

Генератор – двухполюсный, трехфазный, синхронный, в полностью закрытом корпусе с воздушным охлаждением. Подача смазки, охлаждающей жидкости и смазочного масла для подшипников обеспечивается системами, обслуживающими газовую турбину.

Всасывающий патрубок выполнен перпендикулярно оси компрессора. Для очистки воздуха перед компрессором предусмотрена одноступенчатая фильтрующая система с высокой степенью фильтрации. Для очистки фильтрующих элементов используется сжатый воздух с давлением от шести до восьми бар. Степень сжатия компрессора равна 15,8.

Компоновка оборудования выполнена для размещения всех агрегатов установки в отдельном боксе. Выход отработавших газов выполняется по оси ротора турбины. Уходящие газы сбрасываются в атмосферу через сбросную дымовую трубу, установленную вне бокса.

Газонепроницаемое соединение между сбросным диффузором и дымовой трубой и компенсация термического расширения обеспечиваются посредствам расширения места соединения, изготовленного из легкого материала. Дымовая труба по всей высоте покрывается звуко-теплоизоляцией. Кроме того в дымовую трубу встроен шумоглушитель.

Характеристика машины дается при стандартных потерях давления по тракту: всасывающий и сбросной тракт в сумме составляют 25 миллибар.

В качестве топлива принят природный газ состава (% по объему): CH₄=98,9; C₂H₆=0,13; C₃H₈=0,01; CO₂=0,08; N₂=0,87.

Оборудование поставляется в собранном виде на собственном основании.

Основные показатели GT8C даны при работе турбины с номинальной мощностью при следующих условиях: t_нв=+15 °С, Р=0,1013 МПа показаны в таблице 1.2

Таблица 1.2 - Основные показатели работы GT8C

Показатель	Величина	Размерность
Мощность	51,6	МВт
КПД	33,9	%
Расход топлива	3,045	кг/с
Расход уходящих газов	177,4	кг/с
Температура уходящих газов	517	°С
Температура газов на входе	1100	°С
Избыток воздуха	3,309

1.8 Тепловая схема газотурбинной установки с котлами – утилизаторами

Утилизация теплоты выхлопных газов газовых турбин происходит в котлах – утилизаторах для генерации промышленного пара 1,5 МПа, 295 ^ОС. Схема принята с поперечными связями. Котлы – утилизаторы подключены по промышленному пару на два коллектора, соединенные с соответствующими коллекторами существующей части главного корпуса, от которых пар подается на пиковые сетевые подогреватели и на производство.

Конденсат с производства, конденсат теплообменников и подпиточная химочищенная подогретая вода деаэрируется в атмосферных деаэраторах. Пар в деаэраторы поступает из коллектора пара 0,12 МПа существующей части. Деаэраторы имеют перемычки по пару и воде. Питательная вода с температурой 104 ^ОС подается в экономайзеры КУ.

Непрерывная продувка котлов после расширителей непрерывной продувки (РНП) направляется без охлаждения на испарительную установку, пар из РНП поступает в коллектор пара 0,12 МПа.

Для глубокого охлаждения газов на выходе из котла на линии рециркуляции газоводяного теплообменника (ГВТО) устанавливаются водоводяные теплообменники, в которых тепло снимается водопроводной водой перед ХВО подпитки теплосети.

1.9 Котлы – утилизаторы

Для утилизации тепла уходящих газов за газовыми турбинами устанавливаются горизонтальные котлы – утилизаторы АОЗТ “Подольский машиностроительный завод”. Котлы – утилизаторы вырабатывают технологический пар давлением 1,5 МПа, температурой 295 ^оС и позволяет получать горячую воду для теплоснабжения за счет размещения в котлах газоводянных теплообменников (ГВТО), включенных в замкнутый контур, тепло от которых снимается в специальных теплообменниках.

Котел выполняется газоплотным. Поверхности нагрева котла выполняются дренируемыми из труб с наружным спиральным оребрением.

За каждым котлом предусматривается установка шумоглушителя, газового плотного клапана и ремонтной заглушки.

Котел – утилизатор горизонтальной компоновки имеет следующие преимущества по сравнению с вертикальным:

- меньшее аэродинамическое сопротивление газоходов;

- отсутствуют циркуляционные насосы, что упрощает компоновку и схему котла, снижает расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ;

- имеется возможность использования кранового оборудования для монтажа и ремонта котлов.

Техническая характеристика котла-утилизатора горизонтальной компоновки приведена в таблице 1.3

Реконструкция Омской ТЭЦ – 3. 2 📙 Дипломная → 🆔 17252