Реконструкция тепловой схемы Омской ТЭЦ-3 с установкой энергоблока ПГУ–90 - Дипломная работа

Основной задачей энергетической программы Российской Федерации в условиях коренных политических и экономических преобразований является определение путей эффективного и надежного снабжения народного хозяйства и населения топливом, электрической и тепловой энергией при ограничении негативного воздействия объектов топливно-энергетического комплекса на окружающую среду. Наращивание энергетического потенциала, необходимого для дальнейшего развития народного хозяйства страны, требует улучшения экологических характеристик энергоисточников при одновременном повышении их экономичности и снижении уровня материальных, капитальных и трудовых затрат. 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. Если такая ситуация сохранится, то в ближайшее время могут возникнуть серьезные проблемы нехватки энергии в условиях подъема экономики области. Так же, внедрение парогазовых установок позволяет: значительно повысить коэффициент полезного действия теплоэнергетических предприятий и КПД использования энергетических ресурсов (вырабатывать больше энергии при этом же объеме потребления топлива);ТЭЦ-3 - структурное подразделение Омского филиала ОАО "ТГК-11", расположена в промышленном северо-западном районе города Омска и обеспечивает электрической и тепловой энергией промышленные предприятия района, основные из которых - ОАО "Газпромнефть - ОНПЗ" и ОАО "Омский каучук". ТЭЦ-3 обеспечивает также теплоснабжение с открытым горячим водоразбором жилого сектора Советского административного округа города. Несмотря на ежегодно проводимые ремонтно-восстановительные и реконструкционные работы, котельное оборудование имеет ряд "узких мест”, обусловленных старением металла котлоагрегатов и трубопроводов высокого давления и высокой изношенностью других элементов теплоцентрали. В данном дипломном проекте предусматривается установка части энергоблока в существующем главном корпусе на месте демонтируемого оборудования (паровая турбина). Для размещения газотурбинных установок и котлов - утилизаторов предполагается строительство пристройки к главному корпусу со стороны котельного отделения.Перечень основного существующего оборудования приведен в таблице 1.1Теплофикационные 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. Подпитка колов ТП-230-2 (9,8 МПА) производится химочищенной водой, колов ТП-82 (13,73 МПА) - химобессоленной водой. № 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.Основным видом топлива для энергетических и водогрейных колов является природный газ, резервным - мазут М - 40”В”. Природный газ на ТЭЦ - 3 поступает с ГРП - 1 по газопроводу диаметром 700 мм. Газ поступает на ГРП, где проходит очистку и двухступенчатое редуцирование. Мазут на ТЭЦ - 3 поступает с Омского нефтеперерабатывающего завода по двум мазутопроводам диаметром 200 мм. 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.Установка двухступенчатого Na-катионирования с предочисткой предназначена для восполнения потерь пара и конденсата в тепловой схеме ТЭЦ с котлами-утилизаторами давлением 5,5 МПА. Сырая вода от напорных коллекторов насосной станции ОАО "Газпромнефть-ОНПЗ" подается в турбинный цех станции, где во встроенных пучках конденсаторов подогревается до температуры 40°С. Подогретая исходная вода насосами сырой воды производительностью 500 м3/ч и 1080 м3/ч и Н=33-35 м. в. ст. подается по трубопроводам сырой воды на осветлители типа МПС, где подвергается известкованию с коагуляцией (сернокислым железом). Как резерв, имеется подвод в химический цех холодной сырой воды из промводовода, циркуляционной воды через перемычку в турбинном цехе и воды из пожарного трубопровода. После осветлителей, известково-коагулированная вода поступает в промежуточные баки, откуда перекачивающими насосами подается на механические фильтры (МФ), и поступает на установку

Содержание

Введение

1. Состояние исследуемого вопроса и постановка задачи

1.1 Обоснование необходимости реконструкции ТЭЦ

1.2 Перечень существующего оборудования

1.3 Тепловая схема

1.4 Система топливоснабжения

1.5 Водоподготовка

1.6 Технические решения по реконструкции

2. Расчет тепловой схемы

2.1 Теоретические сведения

2.1.1 Метод составления и решения балансовых уравнений

2.1.2 Метод последовательных приближений

2.2 Описание проектируемой тепловой схемы ПГУ

2.3 Исходные данные для расчета тепловой схемы

2.4 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины

2.5 Определение расхода пара и питательной воды

2.6 Составление теплового баланса по ПВД

2.7 Расчет деаэратора

2.8 Составление теплового баланса по ПНД

2.9 Определение электрической мощности турбины

3. Выбор основного оборудования для пусковой схемы ПГУ-90

3.1 Газотурбинная установка

3.2 Котел-утилизатор

3.3 Паротурбинная установка

4. Поверочный расчет котла - утилизатора

4.1 Тепловой баланс и паропроизводительность котла - утилизатора

4.2 Расчет пароперегревателя

4.3 Расчет испарителя

4.4 Расчет экономайзера

5. Конструкторский расчет башенной градирни

5.1 Обоснование выбора охладителя

5.2 Тепловой расчет

5.3 Определение теоретического расхода воздуха

5.4 Определение объема капельного оросителя градирни

5.5 Определение основных размеров оросителя градирни

5.6 Расчет вентиляции градирни

6. Автоматическое управление и регулирования блока ПГУ

6.1 Назначение и цель создания АСУ

6.2 Управление паротурбинной установкой

6.3 Регулирование и защита турбины

6.4 Автоматическое управление котлом-утилизатором

6.5 Система автоматического регулирования и управления работой энергетической ГТУ

6.6 Структура САУ ГТУ

6.7 Регуляторы ГТУ

6.8 Гидравлическая часть системы регулирования

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1 Методы и средства защиты от производственного шума

7.2 Основные понятия и характеристики шума

7.3 Уровни и источники шума в цехе ПГУ

7.4 Основные методы и способы снижение шума

7.4.1 Снижение шума с помощью экрана

7.4.2 Уменьшение шума с помощью звукоизоляции

7.4.3 Снижение шума с помощью кожухов

7.4.4 Уменьшение шума звукопоглощением

7.4.5 Средства индивидуальной защиты от шума

8. Охрана окружающей среды.

8.1 Качество атмосферного воздуха г. Омска

8.2 Выбросы в окружающую среду в России

8.3 Мероприятия, направленные на уменьшение выбросов NOX

8.4 Снижение выброса соединений серы в атмосферу

8.5 Сокращение выбросов углекислого газа (CO2) в атмосферу

9. Экономическое обоснование реконструкции ТЭЦ-3

9.1 Расчет себестоимости энергии

9.1.1 Затраты на топливо

9.1.2 Затраты на воду

9.1.3 Затраты на вспомогательные материалы

9.1.4 Заработная плата с начислениями

9.1.5 Амортизационные отчисления

9.1.6 Затраты на ремонт основных фондов

9.1.7 Прочие затраты

9.1.8 Суммарные годовые расходы

9.1.9 Расход электроэнергии на собственные нужды станции

9.2 Смета капитальных затрат

9.3 Расчет срока окупаемости

Заключение

Список использованной литературы

Основной задачей энергетической программы Российской Федерации в условиях коренных политических и экономических преобразований является определение путей эффективного и надежного снабжения народного хозяйства и населения топливом, электрической и тепловой энергией при ограничении негативного воздействия объектов топливно-энергетического комплекса на окружающую среду. Наращивание энергетического потенциала, необходимого для дальнейшего развития народного хозяйства страны, требует улучшения экологических характеристик энергоисточников при одновременном повышении их экономичности и снижении уровня материальных, капитальных и трудовых затрат.

В настоящее время доминирующими проблемами региональной энергетики являются: моральный и физический износ основного теплоэнергетического оборудования; усиливающаяся топливная и энергетическая зависимость регионов от стран ближнего зарубежья. За последние 20 лет, на Омских ТЭЦ практически не было вводов в действие новых мощностей. Основное тепломеханическое оборудование ТЭЦ-3, первый агрегат которой пущен в 1954 году, а последний ст. N 13 - в 1964 году - 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. Если такая ситуация сохранится, то в ближайшее время могут возникнуть серьезные проблемы нехватки энергии в условиях подъема экономики области. Одним из вариантов выхода из создавшейся ситуации является замещение отработавшего свой срок оборудования первой очереди ТЭЦ-3 высокоэффективной экологически чистой парогазовой установкой. Энергетический блок ПГУ является бинарной парогазовой установкой с двумя контурами давления пара, предназначенной для производства электроэнергии при участии ее в регулировании частоты и мощности в энергосистеме.

ПГУ имеют ряд преимуществ перед традиционными паровыми установками, такие как: возможность быстрого пуска и останова, более низкие удельные капитальные затраты, меньшие сроки ввода в эксплуатацию. При использовании ПГУ в составе ТЭЦ это еще и низкая себестоимость отпускаемой со станции продукции.

Так же, внедрение парогазовых установок позволяет: значительно повысить коэффициент полезного действия теплоэнергетических предприятий и КПД использования энергетических ресурсов (вырабатывать больше энергии при этом же объеме потребления топлива);

существенно снизить удельные, капитальные затраты на строительство электростанций (так как газотурбинные установки значительно компактнее паротурбинных);

резко уменьшить выбросы оксидов азота и оксида серы.

Помимо применения ПГУ на базе газотурбинных установок при реконструкции промышленной ТЭЦ имеет смысл перевести ряд котельных установок на выработку пара повышенных параметров, если это возможно. Это уменьшит удельные расходы топлива на выработку электроэнергии в паротурбинных установках, а при использовании пара как теплоносителя интенсифицирует технологические процессы.

Целью настоящей дипломной работы является выбор наиболее оптимального варианта реконструкции тепловой схемы станции с применением основного технологического оборудования как отечественных, так и зарубежных фирм, обеспечивающего минимум капитальных вложений (инвестиций) на реконструкцию. парогазовая установка тепловая станция