Диплом - Реконструкция ТЭЦ с установкой газотурбинных установок

Содержание

Введение

1. Технологическая часть

1.1 Технико-экономическое обоснование ТЭЦ-

1.2 Перечень существующего оборудования

1.3 Тепловая схема

1.4 Топливо

1.5 Существующее газоснабжение

1.6 Технические решения по реконструкции

1.7 Турбина газовая

1.8 Тепловая схема газотурбинной установки с котлами-

утилизаторами

1.9 Котлы-утилизаторы

1.10 Водоподготовка

2. Расчет тепловой схемы энергетической ГТУ

2.1 Определение параметров рабочего тела в осевом компрессоре

2.2 Тепловой расчет основных параметров камеры сгорания ГТУ

2.3 Определение параметров рабочего тела в газовой турбине

2.4 Расчет энергетических показателей ГТУ

2.5 Определение энергетических показателей

промышленно-отопительной ГТУ-ТЭЦ

2.6 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ

3. Автоматизация

3.1 Автоматизация на современном этапе развития энергетики

3.2 Особенности системы управления ГТУ

3.3 Гидравлическая часть системы регулирования

3.4 Расчет сужающего устройства

4. Охрана окружающей среды

4.1 Защита водоемов от сточных вод

4.2 Выбросы в окружающую среду

4.3 Расчет выбросов вредных веществ

4.4 Расчет выбросов оксидов азота

5. Охрана труда

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

5.2 Анализ условий труда в турбинном цехе ТЭЦ

5.3 Характеристика пожарной опасности в ТЦ

5.4 Особенности тушения пожаров в турбогенераторах

5.5 Профилактические мероприятия направленные на

предупреждение пожаров ТЦ

5.6 Расчет шумовой характеристики двигателя вентилятора горячего

дутья

6. Расчет годовых технико-экономических показателей ТЭЦ

6.1 Расчет абсолютных вложений в новое строительство ТЭЦ

6.2 Расчет энергетических показателей работы ТЭЦ

6.3 Годовые издержки по калькуляционным статьям в целом поТЭЦ

6.4 Вывод

Заключение

Список использованных источников

Аннотация

В данном дипломном проекте предлагается реконструкция Омской ТЭЦ – 3. Реконструкция включает в себя демонтаж двух котлов ТП2302 и четырёх турбин ПТ253М, с установкой трёх ГТУ типа GT8C и трёх котлов – утилизаторов.

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 ТЭЦ3, 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 ПТ2590/3М модернизированы в ПТ 2590/10М с увеличением электрической мощности до 30 МВт и промышленного отбора до 150 т/ч на каждой турбине;

турбина ст. № 8 типа Р25 заменена со всем вспомогательным оборудованием на однотипную;

на турбинах ст. № 11,12 типа ПТ60130/13 заменены ЦВД и ПВД с перемаркировкой их на ПТ60130/13;

на турбине ст. № 10 типа ПТ60130/13 заменены ЦВД и ПВД;

на турбоагрегатах ст. № 9,11 заменены генераторы типа ТВ602 на генераторы типа ТВФ632Е, блочные трансформаторы на трансформаторы типа ТДЦ80000;

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

1.1 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 ТП2302 и демонтажем двух турбин ПТ253М 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 ПТ253М. 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.

1.3 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 Р25 и Р50 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 ТП2302 (9,8 МПа) производится химочищенной водой, колов ТП82 (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 5Н5х4 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 8НД9х3 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 ТВТ80 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 ПТ253М ст. № 1,2 и вывести из работы два котла ТП2302 (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.