Вступ

Система теплопостачання в Україні є досить розвиненою. Упродовж останнього десятиріччя споживання теплової енергії скоротилось майже на 45%, що зумовлено скороченням обсягів матеріального виробництва в галузях економіки, зниженням якості послуг централізованого опалення та гарячоговодопостачання, зниженням, передусім влітку обсягів водопостачання горячої води споживачам, запровадженням приладів обліку тепла та води в житловому фонді, тощо. Основними споживачами теплової енергії є житлово-комунальний сектор (44%) та промисловість (35%), інші галузі економіки разом споживаютьблизько 21% тепла.

Потреби споживачів у тепловій енергії забезпечується опалювальними та промислово- опалювальними котельнями, ТЕЦ, квартирними генераторами, джерелами теплових вториннихенергоресурсів, нетрадиційними та відновлюваними джерелами теплової енергії. У тепловому господарствікраїни знаходиться понад 110 тис. котелень різного призначення. Переважна більшість із них – це дрібні промислові чи опалювальні автономні котельні. Стан обладнання більшості з них незадовільний, потребуєреконструкції та заміни. Значну частку тепла виробляють індивідуальні (поквартирні) генератори (газові, рідинні, твердопаливні котли, побутові печі тощо), утилізаційні установки та інші джерела.

Аналіз та розрахунки показують, що в умовах України, як і в цілому в світі, у період до 2030 року повиннівідбутися радикальні зміни в структурі джерел теплопостачання. Основним фактором, що зумовлює ці зміни, тане різке зростання світових цін на природний газ, нафту та нафтопродукти. Тому прогнозується поступове витіснення газових котелень та більшості ТЕЦ, що

забезпечують тепер виробництво переважної частки теплової енергії, зазначеними новими технологіями. Швидкість таких змін буде визначатися темпами наближення внутрішніх цін в Україні на природний газ до світових, які потійно зростають. З урахуванням великої різниці між внутрішніми та світовими цінами таке наближення буде відбуватися поступово у період 2006-2015 рр. Враховуючи обмежені власні запаси вуглеводневого палива, суттєве підвищення цін на імпортовані енергоносії, постійне зростання потреби в теплі, підґрунтям енергетичної політики у галузі теплопостачання має стати енергозбереження у сфері споживання і докорінне підвищення енергоефективності у сфері генерації, транспорту та розподілу тепла. Реалізація енергозберігаючих заходів у секторі споживання передбачає перехід на сучасні норми та стандарти у громадянському будівництві, у першу чергу, у сфері будівництва та реконструкції житлового фонду, у всіх галузях промисловості. Головним напрямом розвитку систем генерації, транспорту та розподілу тепла має стати зниження рівнів споживання природного газу за рахунок підвищення ефективності його використання, розвитку систем теплопостачання на базі електричної енергії, вугілля, позабалансових, нетрадиційних та відновлюваних джерел енергії, вторинних енергетичних ресурсів, природних теплових ресурсів, тощо. Для забезпечення попиту споживачів України у тепловій енергії (з урахуванням впровадження енергозберігаючих заходів) її виробництво необхідно збільшити майже в 1,8 рази (з 241,0 млн. Гкал у 2005 р. до 430,9 млн. Гкал у 2030 році). Розвиток системи теплопостачання прогнозується здійснювати до 2030 р. за такими напрямами: збільшення рівня виробництва теплової енергії на теплових та атомних електричних станціях майже в 1,7 раза (з 56,4 млн. Гкал до 93,9 млн. Гкал) з одночасним зменшенням використання природного газу на її виробництво за рахунок збільшення встановленої потужності АЕС, ТЕС та ТЕЦ нових типів на вугіллі та альтернативних видах палива, зниження питомих витрат палива на відпуск теплової енергії; постійне

нарощування виробництва тепла на базі електричних теплогенераторів (переважно – теплових насосів). [2]. Це дозволить також ефективно використовувати встановлену потужність електроенергетичної системи поза межами опалювального сезону для кондиціонування, забезпечуючи вирівнювання її сезонних навантажень. Поетапна заміна частки систем генерації тепла на органічному паливі системами акумуляційного електричного та електрогідродинамічного нагріву (термери) на поза піковій електроенергії, що не потребує введення нових електрогенеруючих потужностей і сприяє підвищенню ефективності використання електрогенеруючого обладнання за рахунок ущільнення графіків електричних навантажень (підвищення рівнів нічних та денних мінімумів електроспоживання).

Висновки.

Це дозволить ефективно використовувати встановлену потужність електроенергетичної системи поза межами опалювального сезону для кондиціонування, забезпечуючи вирівнювання її сезонних навантажень.

ЗМІСТ

Вступ. Характеристика споживачів теплової та електричної енергії.

1. Тепломеханічна частина проекту.

   1. Вибір основного устаткування ТЕС: турбін,котлів і генераторів.

   2. Опис теплової схеми.

   3. Розрахунок принципової теплової схеми турбоустановки.

   4. Розрахунок витрати палива (годинний,добовий,паливо умовне та натуральне)

   5. Вибір допоміжного устаткування ТЕС (котельне відділення)

   6. Вибір загально станційного устаткування

   7. Опис вибраного компонування тепломеханічного устаткування.

   8. Заходи з охорони праці,техніки безпеки і пожежної безпеки на ТЕС.

   9. Розробка заходів з охорони праці навколишнього середовища.

2.Спеціальна частина проекту

3. Економічна частина

Висновки

Перелік посилань

1 Тепломеханічна частина проекту

1.1 Вибір основного устаткування тец.(турбін,котлів та генератора)

Одинична потужність і тип теплофікаційних агрегатів на ТЕЦ, що входять до енергосистеми, вибираються більшими з урахуванням характеру і перспективної величини теплового навантаження району .

Турбіни з виробничим відбором пари вибираються з урахуванням тривалого використання цього відбору протягом року.

Типи турбін визначаються видами теплових навантажень ТЕЦ. На ТЕЦ тільки з опалювальної навантаженням встановлюють турбіни типу Т. При опалювальної та виробничої навантаженнях на ТЕЦ можуть встановлюватися турбіни типу ПТ або спільно турбіни зазначених типів Т, ПТ, Р. Перераховані типи турбін виготовляються відповідно до Держстандарту 3618-82.

Вибір одиничної потужності турбін виробляють, виходячи із заданої електричної та теплової навантажень, віддаючи перевагу агрегатом більшої потужності.

По заданих навантаженнях на даній ТЕЦ необхідна установка турбіни типу ПТ-80-130 в кількості.

Турбіна ПТ-80-130 розрахована для роботи зі свіжою парою з параметрами: тиск свіжої пари - 13 МПа, температура свіжої пари - 540 С.

Параметри турбіни ПТ-80-130:

потужність номінальна/максимальна 80/100мВт ,початкових параметрів пари тиск 12,8мПа,температура 555°С,номінальна витрата свіжої пари,470т/г,максимальна продуктивність відбору теплофікації,419ГДж/г, діапазон регулювання тиску у відборі теплофікації:верхній відбір 0,05-

0,25мПа нижній відбір 0,03-0,10мПа,максимальний відбір пари на виробничі потреби 300т/г,максимальний тиск у виробничому відборі 1,6мПа.

Технічні характеристики турбогенератора типу Т3ФП-80-2УЗ:

Повна потужність80мВт,Активна потужність 100мВт,Частота обертання 3000об/хв.,Коефіцієнт потужності 0,8,Напруга статора 10,5кв,Струм статора 5500 А,Коефіцієнт корисної дії 98,4%,Витрата технічної води,400 м3/г,Температура на вході:технічної води 12-32°C холодного повітря 20-40°C Граничні температури при номінальному режимі:обмотки збудження 120°C обмотки статора 125°C,активної сталі статора 120°C.

1.1.2 Вибір типу та кількості котлоагрегатів.

Паропродуктивність і число енергетичних котлів для турбоустановки ПТ-80-130, якою компонується дана ТЕЦ вибираються за максимальній витраті пари машинним залом з урахуванням витрати пари на власні потреби у розмірі 3%. У разі виходу з роботи одного енергетичного котла залишилися в роботі енергетичні котли повинні забезпечити максимально тривалий відпустку пара на виробництво та відпуск пари на опалення, вентиляцію та гаряче водопостачання в розмірі 70% від відпуску тепла на ці цілі при розрахунковій для проектування систем опалення температурі зовнішнього повітря.

Паропродуктивність енергетичного котла визначається за формулою

= ^.(1 + α + β) (т/ч)

де = 386,83 т / год - максимальна витрата пари на турбіну;

α = 0,03 - запас по продуктивності;

β = 0,02 - витрата на власні потреби блоку.

= 386,83^.(1 + 0,03 + 0,02) = 406,17 (т/ч)

За параметрами пара турбіни і виду палива може бути встановлений котел типу Е-420-13 ,8-560-ДМН на початкові параметри пари = 13,8 МПа, = 560 С, ця модель призначена для роботи на газі і мазуті.

Технічні характеристики котла Е-420-13,8-560-ГМ:

компоновка П-подібна, паливо природний газ і мазут паропродуктивність,=420т/г,ККД (брутто) =94,2/93,0% Питомих викидів оксидів азоту (Noх) за котлом =125/330 мг/нм,тиск пари на виході,13,8мПа температура пари на виході=560°С,габаритні розміри котла:ширина по осях колон=18,400м, глибина по осях колон=14,500м Висота котла=32,470м.