1.9. Мазутное хозяйство тэц

Предназначено для приема, разгрузки, хранения, подготовки и подачи на котлоагрегаты топочного мазута.

Мазутное хозяйство состоит из:

приемно-сливной эстакады на 26 железнодорожных цистерн;

двух приемных резервуаров по 500 м³ каждый;

пяти перекачивающих насосов погружного типа производительностью 500м³ каждый для перекачки мазута из приемных резервуаров в основные.

Для хранения мазута смонтированы два железнодорожных резервуара полуподземного типа по 5000м³ каждый и два наземных металлических резервуара объемом 10000 м³ каждый.

Для подачи мазута смонтированы четыре насоса 1-го подъема типа 6НК9х1 производительностью 120м³, три насоса 2-го подъема типа 5Н5х4 производительностью по 90м³ с напором 320 метров столба жидкости, смонтированы фильтра в количестве 8 шт. для очистки мазута от механических примесей и четыре мазутных подогревателя.

Для подачи мазута смонтирована эстакада паромазутопроводов длиной 650 метров, на которой проложены два напорных мазутопровода D=150 мм, трубопровод рециркуляции D=89 мм, паропровод D=219 мм, трубопроводы отопления и другие технологические трубопроводы.

Для поддержания противоаварийного режима для мазутного хозяйства смонтированы две пожаронасосные, два бака для пенообразователя и два аккумуляторных бака для воды.

Электропитание осуществляется от 3-х трансформаторов 6,3/0,4кВ и распредустройств расположенных внутри здания мазутной насосной.

1.10. Газовое хозяйство

Природный, попутный газ поступает на ТЭЦ с городских распределительных станций (ГРС) по газопроводу d_у = 300 мм на газораспределительный пункт 1 и 2 на территории станции, где давление редуцируется с 0,6 до 0,05 МПа, и подается в котельный цех и водогрейную котельную.

1.11. Технико-экономические показатели работы «Актобе ТЭЦ» АО «АПК».

Наименование показателя	2011 г
Выработано э/э (тыс.кВт.ч)	621 687
Отпущено э/э (тыс.кВт.ч)	504 323,273
Выработано т/э (Гкал)	3 412 850
Отпущено т/э внешним потребителям (Гкал)	1 863 706
в т.ч.: отработавшим паром	1 812 557
Расход э/э на собственные нужды (тыс.кВт.ч):	117 363,727
на выработку э/э	68 319,727
на отпуск т/э	49 044
Установленная мощность на конец года:
электрическая (кВт)	102 000
тепловая(Гкал/ч)	1139
Средняя за отчетный год рабочая мощность:
электрическая (кВт)	71 000
тепловая (Гкал/ч)	212,75
Средняя за отчетный год рабочая тепловая мощность котельной (тн/ч)	603,4
Число часов использования установленной среднегод. электрической мощности (ч)	6095
Число часов использования установленной среднегод. тепловой мощности т/а (ч)	3628
Максимум нагрузки:
электрической (кВт)	112 000
тепловой (Гкал/ч)	432
Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию (г/кВт.ч)	418,7
Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию (кг/Гкал)	184,4

2. Составление и расчет тепловой схемы ТЭЦ

В работе определение тепловых нагрузок производится с использованием рекомендации норм проектирования [1] и данных годовых отчетов по АктобеТЭЦ.

По нормам проектирования, утечки воды из тепловой сети составляют 0,5 % от объема тепловых сетей. Объем тепловых сетей определяется по укрупненным показателям с учетом присоединенных потребителей:

V_тс = (A₁ + A₂)·(Q^мак_отв + Q^мак_гвс) ; м³ (1)

где А₁ – удельный объем наружных сетей, принять 8,6 м³/МВт;

А₂ – удельный объем внутренних трубопроводов зданий, принять 26 м³/МВт.

Тогда с учетом (1) утечки воды из тепловой сети определяется по выражению:

G_ут = 0,005·V_тс , т/ч (2)

Тепловые потери с утечкой воды из тепловой сети:

Q_ут = G_ут·C_в·(t_тс^ср – t_хв)/3,6 , МВт (3)

где С_в = 4,19 кДж/(кг∙ºС) – теплоемкость воды; t_тс^ср = 115 ^оС – средняя температура воды в тепловой сети; t_хв = 5 ^оС – температура холодной воды.

Максимальная тепловая нагрузка ТЭЦ с учетом (3):

Q_мак = Q^мак_отв + Q^мак_гвс + Q_ут , МВт (4)

Для промышленно-отопительной ТЭЦ необходимо учесть и заданную нагрузку по производственному пару D_пр , т/ч.

При проверке выбора основного оборудования ТЭЦ необходимо учесть сезонность нагрузок и коэффициент теплофикации. Коэффициент теплофикации показывает долю теплофикационной нагрузки, покрываемой отборами турбины, т.е. основными сетевыми подогревателями (ОСП). Обычно для Казахстана в среднем коэффициент теплофикации можно принять α_т = 0,5 – 0,55.

Нагрузка основных сетевых подогревателей:

Q_осп = α_т·Q_мак , МВт (5)

Пиковая теплофикационная нагрузка:

Q_пик = Q_мак – Q_осп , МВт (6)

По пиковой теплофикационной нагрузке выбираются пиковые водогрейные котлы.

Для выбора энергетических котлов, по характеристикам турбин определяются максимальные расходы пара на турбины (D_т) и суммарный расход пара на турбины:

D_о = ∑D_т , т/ч (7)

Суммарная паровая производительность котлов:

D_ка = (1 + α + β)·D_o , т/ч (8)

где α = 0,02 – коэффициент учитывающий утечки пара: β = 0,03 – коэффициент учитывающий расход пара на собственные нужды.

По суммарной паропроизводительности котлов, параметрам пара и вида топлива выбирается марка и количество энергетических паровых котлов.

После проверки выбора основного оборудования составляем принципиальную расчетную тепловую схему ТЭЦ. В принципиальной расчетной тепловой схемы ТЭЦ необходимо показать:

1. Покрытие внешних тепловых нагрузок;

2. Подготовка, подогрев и деаэрация подпиточной воды тепловых сетей;

3. Подготовка, подогрев и деаэрация подпиточной воды цикла ТЭЦ;

4. Использование встроенных пучков конденсаторов турбин;

5. Подготовка, подогрев и деаэрация подпиточной воды турбин Р при их установке;

6. Покрытие пиковой теплофикационной нагрузки;

7. Использование тепла пара и воды расширителей непрерывной продувки (РНП);

8. Подача пара на мазутное хозяйство.

На рис.1. показана принципиальная расчетная тепловая схема ТЭЦ.

В тепловой схеме Актюбинской ТЭЦ произведена замена турбины Р-14-29/10 на паровую турбину типа ПТ-29/35-10. При этом дополнительной установки котлов не требуется, т.к. паропроизводительности котлов с давлением острого пара Р = 3 МПа будет достаточно. При этом турбина типа Р-22-90/35 будет выдавать пар в паровую магистраль 3 МПа.

Из производственных отборов турбин ПТ-29/35-10 и противодавления турбин Р-6-35/10, пар подается в паровую магистраль 1 МПа и с магистрали на производство. Пар из производственного отбора турбины ПТ-25-90/13 подается в паровую магистраль 1,3 МПа. Из теплофикационных отборов турбин типа ПТ-29/35-10 и ПТ-25-90/13 пар подается на сетевые подогреватели. Принципиальная тепловая схема Актюбинской ТЭЦ после реконструкции представлена на рис.1.

Расчет тепловой схемы ТЭЦ производим по 4-м характерным режимам:

I - максимально-зимний, соответствует расчетной температуре наружного воздуха для отопительной нагрузки;

II - холодного месяца или аварийный, соответствует средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца; по нагрузке данного режима проверяют количество энергетических котлов;

III - средне-отопительный, соответствует средней температуре наружного воздуха за отопительный период, по данному режиму выбираются теплофикационные турбины;

IV - летний, отсутствует отопительная и вентиляционная нагрузка.

Расчет заключается в определении потоков пара, необходимых на внешние и внутренние потребители. Как правило, к внешним относятся технологические потребители, использующие пар 10-13 кг/см², а к внутренним - теплофикационная установка: сетевые подогреватели, деаэраторы, теплообменники, включенные по сетевой или подпиточной воде.

Для ТЭЦ не рассчитываются регенеративные подогреватели питательной воды, так как расходы пара на них учитываются в общем расходе пара на турбину, принимаемого по диаграмме режимов каждой турбины. В расчете надо только определить поправки на изменение мощности турбины из-за неучтенных потоков пара (например, при неполном возврате конденсата от производственного потребителя, восполнение потерь осуществляется обессоленной водой или дистиллятом испарителя, подогрев которых производится за счет дополнительного расхода пара на деаэратор 6 ата).

Расчет заканчивается сведением балансов пара всех параметров по всем источникам и потребителям и определением электрической мощности турбин по режимам. Расчеты режимов работы теплофикационных турбин проводим с использованием диаграмм режимов.

Расчет тепловых потоков и сведение тепловых балансов ТЭЦ ведем в табличной форме с использованием средств вычислительной техники, таблицы 1 и 2.

Расчет тепловой схемы ТЭЦ

Расчет тепловой схемы ТЭЦ выполняется для составления парового баланса, позволяющего определить потребную мощность паровых котлов и проверить целесообразность и эффективность принятого к установке основного оборудования.

По расчетной тепловой схеме уточняются потребители пара энергетических паровых котлов. Обычно это паровые турбины и редукционно-охладительные установки (РОУ). Расход свежего пара на паровые турбины определяется по заводским диаграммам режимов, которые учитывают все расходы пара, в том числе на регенеративный подогрев и деаэрацию питательной воды, потери пара и конденсата. Расход пара на РОУ определяется с учетом впрыска охлаждающей воды. Обычно РОУ устанавливаются при недостаточной мощности производственных отборов турбин ПТ и отопительных ТЭЦ для подачи пара на мазутное хозяйство и другие собственные нужды.

Расчет тепловой схемы выполняется для четырех характерных режимов работы ТЭЦ, которые определяют выбор основного и вспомогательного оборудования.

I-режим. Это максимально-зимний режим, соответствующий расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления, t^р_н , ^оС. При этом отопительная нагрузка максимально-зимняя, по технологическому пару максимально-суточная, а по горячему водоснабжению среднечасовая за неделю. По первому режиму определяется максимальная выработка тепловой энергии на ТЭЦ и, следовательно, суммарная мощность устанавливаемых энергетических паровых котлов.

II-режим. Это расчетно-контрольный режим, соответствующий средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца, t^хм_н , ^оС. Этот режим просчитывается при условии остановки одного наиболее мощного парового котла ТЭЦ.

При этом на ТЭЦ должны быть обеспечены:

- максимально-длительная отдача пара на производство;

- средняя за самый холодный месяц отдача тепла на отопление;

- среднечасовой за неделю расход тепла на горячее водоснабжение (ГВС).

Для ТЭЦ работающих в энергосистеме допускается снижение электрической нагрузки на величину мощности одного из наиболее мощных турбоагрегатов.

Второй режим определяет число и единичную мощность устанавливаемых на ТЭЦ энергетических и водогрейных котлов.

III-режим. Это средне-отопительный режим, который рассчитывается при средней за отопительный период температуре наружного воздуха t^ср_н и соответствующих отопительных нагрузках. При этом нагрузка по пару на производство принимается максимально суточной, а по ГВС среднечасовой за неделю.

IV-режим. Это летний режим, когда отсутствует отопительная нагрузка. Нагрузка по технологическому пару принимается летней максимально-суточной, а по ГВС среднечасовой за неделю.

Для удобства расчета тепловой схемы все расчеты производятся в табличной форме параллельно для всех четырех режимов. При этом предварительно необходимо определить максимальные тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию, на горячее водоснабжение и расход пара на производство. Максимальные нагрузки нужно пересчитать по режимам. Далее производится расчет расходов пара на собственные нужды ТЭЦ и подсчитывается потребная выработка пара от паровых котлов. После этого составляется пароводяной баланс работы ТЭЦ.

Пересчет тепловых нагрузок ТЭЦ по характерным режимам

I-режим, максимально-зимний, при t^р_н . Для этого режима нагрузки принимаем максимальные на отопление и вентиляцию, а также на ГВС, МВт:

Q^I_отв = Q^мак_отв + Q_ут – Q_подп ,

Q^I_гвс = Q^мак_гвс ,

Q^I = Q^I_отв + Q^I_гвс

здесь Q_подп тепло вносимое с подпиточной химочищенной водой:

Q_подп = G_ут·C_в·(t_хов – t_хв)/3,6 , МВт

где С_в = 4,19 кДж/(кг∙^оС) – теплоемкость воды; t_хов = 40 ^оС – средняя температура воды после ХВО; t_хв = 5 ^оС – температура холодной воды.

II-режим, расчетно-контрольный, при t^хм_н, МВт:

Q^II_отв = Q^I_отв∙[( t_вн – t^хм_н)/(t_вн – t^р_н)]

Q^II_гвс = Q^мак_гвс ,

Q^II = Q^II_отв + Q^II_гвс

III-режим, средне-отопительный, при t^ср_н, МВт:

Q^III_отв = Q^I_отв∙[( t_вн – t^ср_н)/(t_вн – t^р_н)]

Q^III_гвс = Q^мак_гвс ,

Q^III = Q^III_отв + Q^III_гвс

IV-режим, летний, МВт:

Q^IV = Q^мак_гвс∙[( t_гв – t^лето_хв)/(t_гв – t^зима_хв)]

где температура горячей воды t_гв = 60 ^оС;

температура холодной воды: летом t^лето_хв = 15 ^оС; зимой t^зима_хв = 5 ^оС.

Расчетные данные сводятся в таблицу.

По данным расчета уточняется выбор основного оборудования, т.е. производим проверку возможности покрытия нагрузок расчетно-контрольного режима (II–режима) при аварийном останове одного котла. Также строится температурный график тепловой сети.

Расчет расходов пара и тепла на собственные нужды

Расход пара на собственные нужды (СН) складывается из расходов пара на мазутное хозяйство, на подогрев и деаэрацию подпитки цикла и тепловой сети. Для определения расхода пара на мазутное хозяйство определяем суммарный расход мазута по ТЭЦ на растопку энергетических котлов и на пиковые водогрейные котлы.

Расход мазута на растопку энергетических котлов

В_эк = D_раст∙(h_пе – h_пв)/Q_м∙η_ка , т/ч

где по нормам расход мазута рассчитывается при одновременной растопке двух котлов с 30% производительностью, т.е. D_раст = 0,3∙2∙D_ка , т/ч; энтальпии пара h_пе и воды h_пв определяются по таблицам воды и пара; теплотворность мазута Q_м = 39930 кДж/кг; КПД котла η_ка определяется по его заводским данным.

Расход мазута на пиковые водогрейные котлы (ПВК)

В_пвк = 3600∙Q_пвк/Q_м∙η_пвк , т/ч

Часовой расход мазута на ТЭЦ

В_м = В_эк + В_пвк , т/ч,

Расчетный суточный расход мазута

В_сут = 20∙В_эк + 24∙В_пвк , т/сут,

Расход пара на мазутное хозяйство ТЭЦ

Для слива из ж/д цистерн, мазут разогревается до температуры 60 ^оС, с помощью подачи пара с параметрами Р = 1 МПа, t = 200 ^оС.

Количество одновременно сливаемых цистерн n_ждц принимается в зависимости от расхода мазута в пределах n_ждц = 15 ÷ 20.

Расход пара на слив ж/д цистерн

D_сл = n_ждц∙[0,636 – 0,0106∙(t_нi )] , т/ч

расчет производится по четырем режимам, т.е.

D^I_сл = n_ждц∙[0,636 – 0,0106∙( t^р_н)]

D^II_сл = n_ждц∙[0,636 – 0,0106∙( t^хм_н)]

D^III_сл = n_ждц∙[0,636 – 0,0106∙( t^ср_н)]

D^IV_сл = n_ждц ∙[0,636 – 0,0106∙( t^лето_н)]

Расход пара на подогрев мазута в резервуарах МХ (расчет производится по четырем режимам)

D_под = n_рез[2,3 – 0,0288(t_нi )] , т/ч

Расход пара на разогрев мазута при подаче в котельную (расчет производится по четырем режимам)

D^I_раз = 0,062∙В_м , т/ч,

D^II_раз = D^I_раз , т/ч,

D^III_раз = D^I_раз , т/ч,

D^IV_раз = 0,8∙ D^I_раз , т/ч,

Суммарный расход пара на мазутное хозяйство ТЭЦ (расчет производится по четырем режимам)

D_мх = D_сл + D_под + D_раз , т/ч

Потери конденсата пара на мазутное хозяйство (расчет производится по четырем режимам)

G_мхп = 0,2∙D_мх , т/ч

Все расчеты сведем в таблицы.