РЕФЕРАТ
Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР
Объектом строительства является Минская ТЭЦ
Целью проекта является изучение всех аспектов строительства станции: экономическое обоснование реконструкции электростанции, выбор основного и вспомогательного оборудования тепловой и электрической частей станции, вопросы охраны труда и охраны окружающей среды, выбор топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, выбор и обоснование водно-химического режима.
В процессе проектирования выполнены следующие разработки: применение на станции энергосберегающей технологии комбинированного производства электрической и тепловой энергии с оборудованием, соответствующим современному уровню энергетического машиностроения.
Элементами практической значимости полученных результатов являются экономия топлива в энергосистеме на обеспечение требуемых объемов производства тепловой и электрической энергии, соответствующее значительное снижение выбросов вредных веществ в атмосферу и оздоровление экологической обстановки в регионе.
Приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемого объекта, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.
Введение
Обоснование строительства электростанции и выбор основного оборудования
1 Величины тепловых нагрузок
2 Обоснование тепловых нагрузок
3 Выбор основного оборудования ТЭЦ
4 Выбор пиковых водогрейных котлов
5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии
6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии
7 Выбор оптимального состава оборудования
8 Расчёт NPV
Расчет принципиальной тепловой схемы блока
1 Исходные данные
2 Cоставление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы
3 Баланс пара и воды
4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки
5 Тепловой расчет сетевых подогревателей
6 Расчёт подогревателей высокого давления
7 Тепловой расчет атмосферного деаэратора
8 Тепловой расчет вакуумного деаэратора
9 Тепловой расчёт деаэратора питательной вод
10 Расчёт подогревателей низкого давления
11 Определение расхода пара на турбину
Укрупненный расчет теплогенерирующей установки
3.1 Исходные данные
2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута
3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа
Выбор вспомогательного оборудования
Топливное хозяйство
1 Газавое хозяйство
2 Мазутное хозяйство
Система технического водоснабжения
Водно-химический комплекс ТЭЦ
1 Проект ВПУ ТЭЦ
2 Выбор и обоснование ВХР ТЭЦ
Электрическая часть
1 Описание электрической схемы станции
2 Расчёт токов короткого замыкания
3 Выбор электрических аппаратов
4 Описание конструкции ЗРУ-110 кВ
Автоматизированная система управления технологическим процессом ТЭС
9.1 Функции и основные подсистемы АСУ ТП
2 Автоматическое регулирование барабанного парогенератора
3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок
9.4 Организация управления теплоэнергетическими установками на
9.5 Технический, экономический, экологический и социальный эффект внедрения АСУ ТП ТЭС
5 Контроллер многоканальный микропроцессорный Ремиконт КР 3ОО/131
10. Охрана окружающей среды
10.1 Выбросы оксидов серы
2 Выбросы оксидов азота
10.3 Выбросы оксида ванадия
4 Выбросы оксида углерода
10.5 Расчет и выбор дымовой трубы
11. Охрана труда
1 Производственная санитария и техника безопасности
2 Пожарная безопасность
Компоновка главного корпуса
Генеральный план электростанции
Технико-экономические показатели
Спецвопрос.
Заключение
Список используемых источников
ВВЕДЕНИЕ
В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран выработка электроэнергии в основном производится на электрических станциях с паротурбинными установками, работающими на органическом топливе. Рабочей средой на установках тепловых электростанций является вода.
В связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.
Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы. Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой основе его технико-экономической эффективности.
Развитие вычислительной техники позволяет применять на станциях различные автоматизированные системы, построенные на базе ЭВМ, что значительно упрощает обслуживание ТЭЦ, получение информации и управление технологическими процессами, хоть и требует повышения квалификации персонала. С помощью ЭВМ можно в значительной мере усилить контроль за текущим состоянием энергетического оборудования, и в результате чего своевременно выявлять неполадки и дефекты, что в конечном итоге ведет к уменьшению эксплуатационных затрат.
В данном дипломном проекте предлагается проект ТЭЦ для города Минска (1-я очередь), с оборудованием станции являются турбоагрегат ПТ-80/100-240 и парогенератор Е-500.
1. Обоснование строительства ТЭЦ
1 Величины тепловых нагрузок
Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин составляет:
для ПТ-80/100-130- Qтфо=294 ГДж/час, Qтхо=777 ГДж/час;
777 ГДж/час
294 ГДж/час
Задаемся часовыми коэффициентами теплофикации =0,52; =0,86. Тогда расчетный отпуск тепла:
ГДж/час;
2 Обоснование тепловых нагрузок
Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:
для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час;
для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.
тогда число жителей определяем как:
жителей.
отопление и вентиляция
ГДж/год;
горячее водоснабжение
ГДж/год.
ГДж/год.
ГДж/час.
3 Выбор основного оборудования ТЭЦ
В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 1´ПТ-80/100-130. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем ПТ-60-130
4 Выбор пиковых водогрейных котлов
Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин часовой отпуск тепла от ПВК определяется:
Номинальная производительность ПВК для котла типа КВГМ-100-150: ГДж/час. Тогда количество ПВК:
т.е. принимаем к установке 1 котел.
1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии
Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:
вариант I -ПТ-80/100-130;
вариант II -ПТ-60-130.
Расчёт капиталовложений в ТЭЦ
Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Капиталовложения в основное оборудование (вариант 1)
ТипЗатраты на 1 оборудования(млн. $)оборудованияголовнойпоследующийПТ-80/100-130+500 т/ч81,9463,75КВГМ-100-2,89
Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:
КТЭЦ=К1ПТ-80/100+500 т/ч +КПВК=81,94+2,89=84,83 млн. $
млн.$/МВт.
Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице.
Таблица 1.2 Состав основного оборудования (вариант 2) Тип турбоагрегатаКоличествоQТФО, ГДж/чПТ-60-1301210 Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:ТФОТ-60=210 ГДж/ч ,
Часовой отпуск тепла от ТЭЦ: ТФ=åQТФО/aТФ=210/0,52= 403,8 ГДж/ч.
Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:
Для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час, для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.
2920 час,
Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду: отопление и вентиляция
ГДж/год;
горячее водоснабжение
Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:
ГДж/год.
ГДж/час;
Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:
ГДж/час.
Годовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:
ГДж/год.
Часовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:
ГДж/ч.
Необходимый отпуск теплоты от ПВК: пвк=Qтф-Qтфо = 535,3-278,4 = 256,9 ГДж/ч.=QПВК/419= 256,9/419 » 0,6 шт. Ставим 1 ПВК КВГМ-100, капиталовложения показаны в таблице 1.3.
Таблица 1.3 Капиталовложения в основное оборудование (вариант 2) Тип оборудованияЗатраты на 1 оборудования (млн.$)головнойпоследующий123ПТ-60-1303425,5БКЗ-42036,0430,6КВГМ-1002,89 Общие капиталовложения в ТЭЦ:
КТЭЦ=К1ПТ-60+ К1БКЗ-420+ КПВК=34+36,04+2,89=72,93 млн. $
Удельные капиталовложения в ТЭЦ:
млн.$/МВт
Определение годового расхода топлива на ТЭЦ Вариант I Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,
где a - расходы теплоты на холостой ход, МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока; 0,3(185 × 5000) + 0,54(70 × 3000) - 11,6× 6300=463980 МВт × ч. Qт=16,8 × 5000+1,98 × 100 × 4000 - 0,97 × 463980+185 × 5000+70 × 3000= 97 × 106 МВт×ч
КА=0,034/(hKA×hТП)=0,034/(0,944×0,99)=0,0364 т у. т./ГДж.
å=QåT × 1,02= 1600000 ×1,02= 1632000 ГДж/год.
ВКА=bКА× Qå=0,0364×1632000= 59405 т у. т./год,
ПВК=0,034/(hПВК×hТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.
ВПВК=QгТФ×(1-aгТФ)×bПВК=×(1-0,89)×0,040= 7264,3 т у.т./год.
ВТЭЦ= ВКА +ВПВК=59405 + 7264,3 = 66670т у.т./год.
Вариант II Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов. тгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо, Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,
где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока; Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;тхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;тфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт. Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении)
Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT = 0,3(85 × 5000) + 0,54(52 × 3000) - 11,6× 5000=153740 МВт × ч. Qт=16,8×5000+1,98×60×4000-0,97 × 153740+85 × 5000+52 × 3000=0,99×106
Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате: КА=0,034/(hKA×hТП)=0,034/(0,92×0,99)=0,037 т у. т./ГДж.
Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%: å=QåT×1,02= 990000 ×1,02= 1009800 ГДж/год.
Годовой расход топлива на энергетические котлы:
ВКА=bКА×Qå=0,037×1009800= 37363 т у. т./год,
Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК: ПВК=0,034/(hПВК×hТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.
Годовой расход топлива на ПВК:
ВПВК=QгТФ×(1-aгТФ)×bПВК=×(1-0,89)×0,04=5195 т у.т./год.
Суммарный расход топлива на ТЭЦ:
ВТЭЦ= ВКА +ВПВК= 37363 + 5195 = 42558 т у.т./год
Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ Вариант I Постоянные издержки:
Ипост=1,3×(1,2×КТЭЦ×Ра/100+kшт×NТЭЦ×зсг),
где Ра =3,6 % - норма амортизации (табл.6 ),
зсгшт Ипост=1,3×(1,2×84,4×106×3,6/100+0,6×80×6500) = 5145504 $/год.
Переменные издержки:
Ипер=ВТЭЦ×Цт у.т.=66670×185 = 12333950 $/год,
где Цт у.т. Удельные капиталовложения:тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $; Издержки: Итс=0,075.Kтс; Илэп=0,034.Kлэп. Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год. Приведенные затраты на ТЭЦ:
ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП ,
где Ен ЗТЭЦ=0,12×84,83×106+5,1×106 +12,3×106+0,12×(120+16,8) 106 + 9×106 +
57×106 = 53,57 млн.$/год
Вариант II Постоянные издержки:
Ипост=1,3×(1,2×КТЭЦ×Ра/100+kшт×NТЭЦ×зсг),
где Ра =3,6% - норма амортизации (табл.6 ),
зсг=6500 $/год - среднегодовая заработная плата,шт=0,6 чел./МВт - штатный коэффициент (табл.8 ),
Ипост=1,3×(1,2×72,93×106×3,6/100+0,6×60×6500) = 4399949 $/год.
Переменные издержки:
Ипер=ВТЭЦ×Цт у.т.= 42558×185 = 7873230 $/год,
где Цт у.т.=185 $/т у.т. - цена 1 тонны условного топлива.
Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:тс=30 км; lлэп=30 км. Удельные капиталовложения: тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;
Издержки: Итс=0,075.Kтс; Илэп=0,034.Kлэп.
Итс=0,075.120.106=9.106 $/год; Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.
Приведенные затраты на ТЭЦ:
ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП ,
где Ен=0,12 - нормативный коэффициент.
ПОСЛЕДНИЕ
Выполнение проекта водогрейной газовой установки мощностью 3,6 МВт. Московская Область, Истринский р-н.
Выполнение проекта водогрейной газовой установки мощностью 0.4 МВт для отопления школы. Московская Область, г. Пушкино.
Получение Технических условий на газоснабжение для реконструкции установки работающей на газе в Московской Области, г. Ивантеевка.
Выполнение проекта водогрейной газовой установки мощностью 6.0 МВт на котлах Buderus. Московская Область, г. Ивантеевка.
Получение Технических условий на газоснабжение, выполнение проекта, поставка и монтаж оборудования газовой линии пищевого производства. Москва.
Выполнение проекта, поставка и монтаж оборудования узла учета газа и автоматики безопасности для промышленного предприятия. Московская область, г. Дмитров.
Выполнение проекта, поставка и монтаж оборудования узла учета газа и автоматики безопасности банного комплекса. г. Москва.
Реконструкция системы автоматики установки с проектированием и выполнением монтажных работ г. Воронеж.
Водогрейная установка мощностью 2х6 МВт (12 МВт) работающая на природном газе и два блочных Тепловых Пункта в зданиях Заказчика мощностью 7,79 МВт и 4,5 МВт Московсая область г.Орехово-Зуево
Водогрейная установка установка мощностью 3 x 7,33 МВт работающая на природном газе и дизельном топливе Московсая область, Дзержинский
ВЫПОЛНЕННЫЕ ОБЪЕКТЫ
Подтверждение Технических Условий на газоснабжение объекта для реконструкции установки 60 тонн пара в час с установкой водогрейных котлов ICI 2х2 МВт. Москва.
Проектирование и строительство установки 9 тонн пара в час. Московская Область. Химкинский район.
Получение Технических Условий на газоснабжение объекта для строительства установки 9 тонн пара в час. Московская Область. Химкинский район.
Проектирование системы сжиженного газа. г. Ростов-на-Дону.
Автоматизация, диспетчеризация газо-дизельной установки 2х3,5 МВт, Нижний Новгород
Паровая стационарная газовая установка. Котлы ICI Caldae 2х1 т/ч, газовые горелки Cib Unigas. г. Москва
Реконструкция водогрейной стационарной газовой установки. Котлы Unical 3х3,5 МВт/ч, Московская область, г. Люберцы
Водогрейная газовая установка. Котлы Viessmann, газовые горелки Weishaupt. г. Москва. 2х3,5 мВт
Водогрейная газовая установка. Котел Ici Clade, газовая горелка Cib Unigas. Московская область, г. Подольск. 1х3,5 мВт + 2х2,5 мВт
Сушильная камера с газовыми горелками Riello. г. Москва. 2х0,4 мВт, Нижегородская область, г. Дзержинск
Водогрейная стационарная газовая установка. Котлы Ici Clade, газовая горелки Cib Unigas. 2х2,0 мВт + 0,35 мВт Московская область, г. Истра
КОМПАНИИ
Водогрейная блочная газовая установка. Котлы Viessmann, газовые горелки Weishaupt. г. Москва. 2х7,8 мВт + 1х 4,5 мВт, Московская область, г. Подольск
Водогрейная блочная газовая установка. Котлы Энтророс, газовые горелки F.B.R. Тульская область 2х3,5 мВт Объект:
Водогрейная блочная газо-дизельная установка. Котлы Ecoflam, Комбинированные горелки Ecoflam. г.Одинцово. 4х2 мВт
Водогрейная установка мощностью 3х6,5 МВт (19,5 МВт) работающая на природном газе и дизельном топливе, г. Екатеринбург
Паро-водогрейная установка мощностью 3х6,5 МВт + 2х5 т/ч (19,5 МВт + 10 т/ч) работающая на газе и дизельном топливе, г. Санкт-Петербург
Водогрейная установка мощностью 2х3,5 МВт + 2х7,5 МВт (22 МВт) работающая на газе, г. Новосибирск
Вогдогрейная установка мощностью 42 МВт (36 Гкал/ч) работающая на газе и дизельном топливе г. Рязань
Паровая установка мощностью 3х22 т/ч (66 т/ч) с возможностью расширения до 5х22 т/ч (110 т/ч), работающая на топливном газе и арктическом дизельном топливе, г. Самара
Комплектная автоматизированная блочно-модульная водогрейная установка мощностью 2х3 МВт (6 МВт) работающая на природном газе Московсая область, Мытищи
Паровая установка установка мощностью 2 х 2,0 т/ч (4,0 т/ч), работающая на природном газе Владимирская обл
Наша компания выполняет работы по проектированию ТЭЦ любых видов и уровней сложности. Специалисты нашей компании выполняют работы генерального проектирования и генерального подряда.
Также наша компания разрабатывает комплект необходимой строительной документации, как для всего проекта, так и для отдельной его части, в зависимости от пожеланий заказчика.
Все работы выполняются работниками нашей компании, а именно большим штатом специалистов всех строительных специальностей.
Это позволяет нам в сжатые сроки и с наивысшим уровнем качества осуществлять все необходимые строительные работы по проектированию, изготовлению и монтажу ТЭЦ.
В связи с этим наша компания успешно завершила сотни проектов не только в Российской Федерации, а и в странах ближнего зарубежья.
Более подробную информацию Вы можете узнать либо по телефону горячей линии, либо через Интернет, заполнив заявку на проектирование ТЭЦ на нашем сайте.
Для формирования заказа на проектирование ТЭЦ либо заказа на полный комплекс услуг по проектированию, изготовлению и монтажу любых металлических конструкций в формате генерального подряда достаточно воспользоваться одним из трех методов, описанных ниже.
І. Формирование заявки на официальном сайте нашей компании путем заполнения соответствующей формы. Для этого нужно заполнить каждое поле необходимой информацией и прикрепить к заявке файлы по проектированию (если таковые есть в наличие). Важно отметить, что наша компания гарантирует конфиденциальность всей переданной информации. Для удобства заказчиков исходная информация может быть представлена как комплект строительной документации по проектированию ТЭЦ, так и текстовое описание проекта с необходимыми эксплуатационными характеристиками. В случае необходимости уточнения информации, менеджер нашей компании свяжется с Вами для получения дополнительных данных по проекту.
ІІІ. Формирование заявки в телефонном режиме с менеджером нашей компании. Данный метод формирования заказа является наиболее распространенным, удобным и оперативным. Опытные менеджеры нашей компании всегда готовы принять всю информацию от заказчиков, сформировать перечень необходимых работ по проекту, ответить на все Ваши вопросы, а также предложить различные варианты конструктивных решений по проекту, которые позволят рационально распределить ресурсы и произвести расчет стоимости изготовления и монтажа ТЭЦ.
Данные по проектированию ТЭЦ можно передать либо нашей компании в печатном, либо в электронном виде. Все работы, связанные с оценкой и выдачей коммерческого предложения, а также с указанием сроков и цен на все типы работ осуществляется на бесплатной основе.
Наша компания обладает рядом преимуществ, которые отличают нас от прочих компаний. Среди основных преимуществ можно обозначить следующие.
3.1. Трудовые кадры. Большой и стабильный штат сотрудников позволяет гарантировать выполнение всех поставленных задач по проектированию, изготовлению и монтажу ТЭЦ в указанные сроки, а также обеспечить высокое качество работ. Коллектив нашей компании включает в себя всех необходимых специалистов от проектировщиков до монтажников.
3.2. Отсутствие необходимости использовать сторонние компании. Все работы по проекту выполняются специалистами нашей компании, не прибегая к услугам субподряда. Такой подход упрощает организацию бизнес-процесса, а также позволяет ускорить работу над проектом за счет отсутствия третьих лиц и сторонних компаний. Данный подход характеризуется удобством заказчика, так как все работы заказываются в одной компании.
3.3. Высокое качество работы, в основе которого лежит
применение современных методов и подходов к работе над проектами ТЭЦ. За счет успешного внедрения современных программных комплексов сокращается время, необходимое для реализации проекта и, в значительной степени, повышается качество самой работы.
3.4. Положительные отзывы и рекомендации наших заказчиков. Множество клиентов, воспользовавшись услугами нашей компании, остались довольны работой и предоставляют рекомендации о сотрудничестве с нами. Полный перечень наших клиентов и рекомендаций Вы можете увидеть в соответствующем разделе официального сайта нашей компании, а также получить дополнительную информацию по телефону горячей линии работы с клиентами.
3.5. Надежность, стабильность и большой опыт работы. Наша компания является лидером рынка проектирования ТЭЦ и за годы своей работы реализовала огромное количество разнообразных проектов. Накопленный опыт является гарантией высокого качества работы и четкого соблюдения установленных сроков.
3.6. Сжатые сроки проектировании ТЭЦ. Так как наша компания много лет занимается проектированием ТЭЦ, а весь процесс для нас полностью изучен и отработан, то проектирование осуществляется очень быстро. Применение современных комплексов, специализированных для проектирования ТЭЦ, позволяет еще сократить сроки выполнения работ.
3.7. Осуществление контроля качества. Наша компания разработала систему многоступенчатого контроля качества на все типы работ от проектирования до изготовления и монтажа. Специалисты отдела контроля качества проводят постоянные инспекции проекта, что позволяет вовремя обнаружить и решить возникающие вопросы и обеспечить высокое качество выполнения проекта.
Стоимость работ над проектом ТЭЦ формируется в зависимости от перечня работ по проектированию, необходимости изготовления и монтажа. Также на стоимость работ оказывают влияние различные факторы (сложность проекта, текущая загруженность отдела и т.д.).
Условно стоимость проектирования ТЭЦ можно разделить на такие ценовые категории:
- уникальные, к которым можно отнести все конструкции со сложной геометрией и/или сложной структурой. Процесс формирования стоимости таких ТЭЦ самый сложный за счет технических особенностей проекта;
Сложные, которые характеризуются высокой трудоемкостью и крайне большим количеством чертежей. Повторяемость в таких конструкциях либо низкая, либо отсутствует, из-за этого процесс, как проектирования, так и изготовления, и монтажа составляет довольно трудоемкую задачу;
Простые, к которым можно отнести наиболее часто проектируемые категории строений, их конструкции достаточно просты. Также простые ТЭЦ характеризуются высокой повторяемостью конструкций, имеют достаточно простое строение, их проектирование не требует больших трудовых затрат. Характерной особенностью таких конструкций является наличие большого количества одинаковых ферм из прокатного профиля либо рам переменного сечения на основе сварной балки. Стоимость проектирования данных ТЭЦ самая низкая среди всех категорий.
Важно отметить, что рассмотренное ранее разделение стоимости проектирования ТЭЦ условное, так как могут понадобиться дополнительные работы, которые приведут к изменениям требований к оформлению документации и к удорожанию проекта в целом. Так же следует принимать во внимание то, что, помимо сложности проекта, при оценке стоимости учитывается множество факторов. Повторяемость в таких конструкциях, как правило, отсутствует, что приводит значительной трудоемкости при проектировании. Также возрастает уровень сложности таких ТЭЦ в изготовлении и монтаже. Поэтому оценка таких проектов производиться отдельно для каждой ТЭЦ, так как конструкции могут быть разнообразными.
Сроки проектирования определяются в зависимости от сложности конструкции и от объёма проектирования. Также существенное влияние на сроки проектирования ТЭЦ оказывает состав проектной документации, которую требуется разработать. Расчет сроков, необходимых на проектирование для каждого проекта делается отдельно. Результатом этого расчета является выдача коммерческого предложения от имени нашей компании с подробным календарным планом-графиком. В календарном плане-графике подробно расписаны сроки начала работы над каждой частью проекта и этапы оплаты за уже выполненные работы, что позволяет заказчику четко распределить свои затраты. Так же стоит отметить, что срок начала работы над проектом, определяемый договором, в большинстве случаев привязан к дате оплаты авансового платежа.
Минимальные сроки проектирования в нашей компании не менее 3 дней. Для оценки переданного задания на проектирование ТЭЦ нам требуется не более 15 минут на оценку для пречистых проектов. Для сложных и уникальных проектов оценка сроков разработки проекта ТЭЦ займет дополнительное времени.
;Данные, необходимые для начала проектирования ТЭЦ могут быть представлены в различном, удобном для Вас, виде в зависимости от готовности проекта. Так заявка на проектирование может содержать следующие типы документации и описания:
- устное описание проекта ТЭЦ. Такие данные предоставляются в случае если заказчик только начал проектирование ТЭЦ и еще не определился с конструктивных особенностей, то на руках у него нет ни одного комплекта оформленных чертежей. В лучшем случае есть наброски от руки или планы, не имеющие подробного описания и детальной проработки. В случае отсутствия каких-либо документов или наработок по проекту необходимо посетить офис нашей компании для определения основных параметров ТЭЦ. Результатом проработки устного задания является создание грамотного задания на проектирование;
- задание на проектирование, которое представляет собой оформленные требования к строению с указанием габаритов и типовых планов, текстовое описание основных применяемых конструктивных решений. На основе такого задания можно разрабатывать комплект необходимых чертежей (чертежей архитектуры);
Комплект чертежей архитектуры АР (архитектурные решения) или АС –(архитектурно-строительные решения). Чертежи архитектуры, как правило, передаются заказчиком для разработки расчетной схемы строения. По переданному комплекту чертежей архитектуры разрабатывается комплект чертежей ТЭЦ, который проходит экспертизу;
- комплект чертежей ТЭЦ. Данный комплект документации необходим заводам-изготовителям конструкций (ТЭЦ) для того, чтобы приступить к непосредственно процессу производства.
Жизненный цикл проектирования ТЭЦ включает в себя четыре обязательные стадии.
7.1. Проектирование. Эта стадия включает в себя предпроектную разработку, эскизное проектирование, техническое задание на проектирование, непосредственно сам проект, экспертизу проекта и рабочую документацию. При этом обязательными для выполнения являются техническое задание на проектирование и рабочая документация, остальные виды работ могут отсутствовать.
7.2. Согласование. Эта стадия включает в себя согласование условий ГПЗУ, получение технических условий, прохождение экспертизы, получение разрешения на строительство. При этом процедура прохождения экспертизы может отсутствовать.
7.3. Строительство. Эта стадия включает в себя выполнение нулевого цикла, монтаж каркаса и ограждающих конструкций. При этом все виды работ являются обязательными для выполнения.
7.4. Ввод в эксплуатацию. Эта стадия включает в себя подготовку актов выполненных работ, приемку объекта комиссией, разработку технического паспорта объекта, ввод в эксплуатацию, получение свидетельств о собственности. Также как и на предыдущем этапе, все виды работ данного этапа являются обязательными для выполнения.
Порядок оплаты проекта определен в договоре, с подробным описанием типов и объемов необходимых работ, а также этапов обязательных платежей. Как правило, порядок оплаты формируется следующим образом.
8.1. Предварительный платеж и начало работы над проектом. Без данного платежа наша компания не может начать проектирование ни при каких обстоятельствах. Объем предварительного платежа, как правило, составляет не значительную часть и не превышает 20-30 % стоимости проекта. После оплаты
инженеры нашей компании приступают к непосредственно проектированию ТЭЦ.
8.2. Промежуточная выдача проекта. Количество промежуточных выдач подробно оговорено в договоре. При проектировании небольших ТЭЦ промежуточные выдачи могут отсутствовать, так как вес проект будет выдаваться сразу в готовом виде.
8.3. Прохождение экспертизы (может отсутствовать). В случае если проекту требуется прохождение экспертизы, порядок оплаты привязывается к этой процедуре, так как положительное заключение означает, что проект сделан без ошибок и сроки проектирования не требуют корректировки из-за переделанных работ.
8.4. Промежуточные платежи. Данные платежи привязываться к промежуточным выдачам проекта. Соответственно после каждой промежуточной выдачи следует следующий платеж.
8.5. Выдача проекта без монтажных схем. Проект ТЭЦ выдается в полном объеме, исключение составляют несколько чертежей проекта монтажных схем. Данные чертежи не требуются для изготовления ТЭЦ, а необходимы исключительно при монтаже. Таким образом, у заказчика остаётся запас времени чтобы полностью оплатить проект ТЭЦ, а у исполнителя есть гарантии оплаты в виде схем.
8.6. Последний платеж, после осуществления которого подписываются акты выполненных работ.
Сама процедура оплаты может меняться. При работе с зарубежными заказчиками, как правило, принимается оплата из расчета стоимости работы одного часа рабочего времени. То есть оплата осуществляется за фактически затраченное время на проектирование ТЭЦ. Такая схема широко используется в мировой практике и является наиболее привычной для зарубежных партнёров.
Методика выбора конструктивных особенностей и различные тонкости проекта, которые учитывали бы сложность проектирования, себестоимость монтажа и производства заказчика, как правило, тоже не интересуют. Для заказчика важен только результат. Для того чтобы оптимально подобрать необходимые материалы, выбрать наиболее эффективные технологии и прочие конструктивные особенности Вы можете воспользоваться бесплатной консультацией нашего специалиста. Главный инженер нашей компании подробно объяснит преимущества и недостатки различных конструктивных решений и подберет наиболее оптимальные и экономически целесообразные варианты.
В основе методики подбора конструктивных решений при проектировании ТЭЦ лежит расчет нескольких конструктивных схем на основе принятия различных решений и выбора наиболее оптимальной схемы.
Вся сложность данной методики состоит в том, что заранее неизвестно какая схема будет наиболее экономически целесообразной, так как это зависит от множества факторов. Для этого осуществляется расчет стоимости конструкции (ТЭЦ) сразу по трем схемам и выбирается наиболее оптимальная из них. За счет применения этого подхода достигается сокращение стоимости проекта на 5 %, что составляет довольно существенную сумму и позволяет достичь эффекта экономии денежных ресурсов заказчика.
Методика расчета технических характеристик ТЭЦ является наиболее важной и существенной стадией проектирования любого сооружения. От правильности расчета зависит в первую очередь безопасность использования ТЭЦ по предназначению.
В основе методики расчета технических характеристик ТЭЦ лежит определение нагрузок на каждый элемент конструкции и подбор сечения, достаточного для обеспечения такой нагрузки, согласно нормам, действующим в Российской Федерации. При расчете технических характеристик ТЭЦ учитывается регион строительства, так как в зависимости от региона рассчитываются соответствующие ему нагрузки от воздействия внешних факторов, например, снега и ветра, а также учитывается сейсмичность данного региона.
Методика расчета технических характеристик ТЭЦ включает в себя следующие обязательные разделы.
10.1. Расчет прочности. Определяются нагрузки на каждый элемент, осуществляется подбор сечения всех элементов с учетом данной нагрузки.
10.2. Расчет жесткости. Определяются предельные перемещения конструкции (деформация), осуществляется проверка всех критических перемещений в конструкции таким образом, чтобы конструкция имела необходимые эксплуатационные характеристики.
10.3. Расчет устойчивости. Расчет данной характеристики ТЭЦ очень важен и крайне необходим для любой конструкций, так как потеря устойчивости может происходить еще до потери прочности.
10.4. Расчет прогрессирующего разрушения. Данный расчет предполагает исключение из расчетной схемы части конструкции как имитация внезапного разрушения колонны, балки и т.д. Цель данного расчета состоит в изучении поведения ТЭЦ в случае прогрессирующего разрушения. Если исключение части конструкции приводит к дальнейшему обрушению, то данный расчет необходимо пересмотреть и откорректировать.
10.5. Расчеты узлов. Данный расчет производится на стадии расчета технических характеристик ТЭЦ и уточняется на стадии разработки соответствующих чертежей.
Расчет осуществляется как с применением расчетного комплекса, так и ручной.
В нашей компании работают высококвалифицированные специалисты, которые могут рассчитать все необходимые технические характеристики ТЭЦ быстро и точно. Все проекты ТЭЦ рассчитываются в двух программных пакетах, а результаты этих расчетов сравниваются между собой. В результате чего расчеты разных программных пакетов должны сходиться с небольшой погрешностью.
На нашем сайте Вы представлены проекты, расчет которых осуществлялся нашими инженерами, что позволяет подтвердить целесообразность данной методики расчета. Расчет производится с помощью программ SCAD и Robot Structural Analysis. Полный список проектов Вы можете уточнить по телефону у менеджеров нашей компании либо ознакомится с ним при личном посещении нашего офиса.
Этап прохождения экспертизы, как было указано выше, является не обязательным и может отсутствовать.
Проект ТЭЦ может выдаваться как в печатном виде, так и в электронном виде. Печатная версия передается заказчику в удобное для него время и в заранее оговоренном количестве экземпляров. В случае если количество печатных экземпляров необходимо увеличить, то Вам достаточно связаться с менеджером проекта и уточнить все моменты.
Электронная версия проекта ТЭЦ может выдаваться на CD-диске или FLASH-накопителе после выбора формата файлов проекта ТЭЦ. Как показывает наша практика, наибольшее распространение получили следующие форматы выдачи проекта:
- DWG - общепринятый формат файлов для большинства инженерных программ. Данный формат файлов Autodesk Auto CAD позволяет хранить как двухмерные чертежи, так и трехмерные объекты;
- DXF - аналог файла в формате DWG. Данный формат так же наиболее часто востребован заказчиками, так как позволяет хранить как плоские чертежи, так и 3D-модели;
- PDF - формат файлов Adobe. Получил большое распространение благодаря удобству использования и быстроте просмотра. В формате PDF, используя для просмотра программу Adobe PDF, возможно передать не только чертежи, но и 3D-модели. Так же весомым преимуществом использование такого формата является возможность формирования многостраничного файла, что позволяет сделать процесс печати проекта на принтере значительно проще и быстрее;
- IFC ( Industry Foundation Classes) – специальный формат файлов, разработанный для обеспечения взаимодействия и обмена данными между различными программами. Данный формат файла не принадлежит ни одной компании, что позволяет применять его на бесплатной основе в коммерческих целях.
В электронной версии проекта ТЭЦ выдаются как чертежи, так и полная 3D-модель конструкции. В случае если заказчик будет изготавливать конструкции самостоятельно или сторонними фирмами, а на производстве имеется оборудование с ЧПУ, выдаются файлы для управления такими станками. В данном случае файлы проекта будут предоставлены в формате NC (DSTV).
Проектное бюро нашей компании ориентируется на два типа конструкций: из стали и железобетона. Стальные конструкции как правило применяются в промышленном строительстве, а железобетонные – в гражданском. Исходя из этого, каждый тип конструкций имеет ряд своих особенностей. Для проектирования каждого типа конструкций у нас существуют соответствующие специалисты, которыми были разработаны сотни подобных конструкций, что позволяет значительно сокращать как сроки проектирования, так и повысить качество работ.
Стоит отметить, что наша компания не осуществляет проектирования в области машиностроения.
Самый простой и быстрый способ проектирования – это приобретение готового проекта ТЭЦ из каталога проектов нашей компании.
Такой вариант позволяет воспользоваться уже готовыми решениями и в кротчайшие сроки внести необходимые Вам изменения в случае необходимости. При этом затрачивается минимальное время на разработку проекта и существенно сокращается стоимость проектных работ (более чем на 50 %).
Разнообразная проектная база с огромном количество готовых проектов для типовых объектов строительства, в том числе и для ТЭЦ позволит Вам выбрать наиболее оптимальный вариант проектирования.
В любом случае главный инженер нашего проектного отдела проводит консультирование в выборе оптимального проекта, а также раскрывает все плюсы и минусы любого готового проекта. Таким образом, покупка готового проекта позволит сэкономить время на проектирование, а значит даст возможность перераспределить временные затраты на изготовление и монтаж ТЭЦ.
Покупая готовый проект, Вы сможете сразу же получить смету на изготовление и монтаж силами нашей организации.
Технологии проектирования ТЭЦ постоянно усовершенствуются. Поэтому для обеспечения высокого качества проектирования ТЭЦ требуется поиск, анализ и дальнейшее внедрение современных технологий проектирования и повышение уровня владения уже существующими методиками.
Специалисты нашей компании освоили и внедрили в постоянное пользование множество современных технологий трехмерного проектирования. Мы постоянно изучаем все появившиеся инновации и внедряем их в процесс производства.
На базе нашего конструкторского отдела было создано учебное подразделение нашей компании, главное назначение которого состоит в постоянном повышении квалификации наших сотрудников и внедрении современных технологий.
Применяемая нами базисная технология проектирования позволяет одновременно находиться в модели множеству инженеров и осуществлять проектирование, наблюдая изменения друг друга. Главным преимуществом такого метода проектирования является сокращение сроков разработки.
Использование современных программных комплексов позволяют в значительной степени автоматизировать сам процесс, особенно разработку КМД (конструкции металлические деталировочные).
Немало важно, что благодаря процессу автоматизации проектирования стало возможно минимизировать рутинную работу нашим специалистам по подсчету всевозможных ведомостей и отчётов.
Автоматизация процесса проектирования позволяет делать карты раскроя как листового, так и прокатного материала в автоматическом режиме. Ранее эта задача делалась исключительно вручную и занимала много времени.
Технологические карты представляют собой ведомости, необходимые для производства ТЭЦ, которые являются частью внутризаводской документации и разрабатываются непосредственно работниками завода-изготовителя. Так как проектирование ведется в современных программных комплексах, у нас есть возможность составлять такие карты за короткий промежуток времени (несколько минут), не прибегая к трудоемкому процессу описания технологий производства. Внешний вид таких технологических карт может быть разнообразным, зачастую мы разрабатываем карту, исходя из требований заказчика.
Карта раскроя прокатного профиля предназначена для сбора подробной информации о том, как разместить все детали из проката на 12-ти метровом хлысте. При этом оптимизация за счет использования программных методов позволяет сэкономить материал. Карта раскроя прокатных профилей оформляется полностью автоматически, поэтому за эту часть работы мы не взимаем дополнительные средства. Главным преимуществом выдачи карты раскроя прокатных профилей является возможность точного указания процента раскроя. Указав массу проекта с процентом раскроя, заказчик получает более точную цену проекта на изготовление.
Карта раскроя листового материала представлена в виде схемы с подробным указанием того, как оптимально разложить все детали из листовой стали на конкретные листы с учетом сокращения объема отходов. Специальная программа перебирает тысячи вариантов расположения деталей для поиска оптимального варианта. За счет такой карты раскроя можно снизить металлоемкость на 5-7 %. Такая карта является заданием на раскрой для плазмы.
Для того чтобы обеспечить высокое качество проектной документации необходим тотальный контроль за качество на каждом этапе проектирования ТЭЦ. Для достижения такого контроля в нашей компании предусмотрены несколько стадий.
17.1. Контроль качества, который осуществляется инженером. Данная стадия отображает первый уровень контроля качества и включает в себя выявление, изучение и устранение ошибок инженером-разработчиком. Так как инженеры нашей компании являются высококвалифицированными специалистами, то большинство проблем устраняется именно на данном этапе. Так как над одним проектом работает сразу несколько инженеров, то они совместно контролируют правильность работы друг друга, что в значительной степени превышает качество работы в целом.
17.2. Нормативный контроль. Специфика данной стадии состоит в том, что контроль представлен несколькими инженерами, главной задачей которых является обеспечения нормативного контроля всей документации, выпускаемой проектным отделом. Под их контроль попадает вся проектная документации нашей компании. На данной стадии устранятся ошибки различного характера. Также на стадии нормативного контроля большинство доработок связанно непосредственно с оформлением необходимой документации и не влияет на конструктивные решения.
17.3. Контроль главного инженера проекта, который является юридически ответственным за достижение высокого качества и соответствия проекта. Поэтому главный инженер заинтересован в выполнении этих задач и контролирует проектирование на всех стадиях, а особый контроль уделяется перед выдачей проекта. В этой связи основные конструктивные решения в проекте согласовываются и утверждаются непосредственно главным инженером.
17.4. Автоматический контроль качества программного комплекса. Современные программные комплексы, предназначенные для проектирования ТЭЦ в автоматическом режиме, решают большинство проблем, связанных с контролем качества. Применение современного программного обеспечения позволяет не допустить ошибочных данных и гарантировать собираемость разрабатываемых конструкций в целостный и функциональный объект.
17.5. Шефмонтаж, авторский надзор. Инженеры нашей компании контролируют правильность монтажа ТЭЦ на всех стадиях (от производства до строительства и сдачи проекта в эксплуатацию). Такой подход гарантирует хороший результат - высокое качество и функциональность готовых ТЭЦ.
17.6. Неразрушающий контроль качества ТЭЦ, который может осуществляться по запросу заказчика специалистами нашей компании.
В связи с тем, что довольно часто ТЭЦ имеют сложную структуру и непростую последовательность монтажа появляется необходимость в проведении авторского надзора или сопровождения проекта на строительной площадке. Данная услуга предполагает присутствие инженера, работающего над проектом ТЭЦ непосредственно на месте монтажа. Таким образом, инженер знающий проект, проверяет и контролирует правильность работ по монтажу ТЭЦ. Как правило, время присутствия инженера ограничено т 1-2 неделями на наиболее ответственном этапе работ по монтажу ТЭЦ. Однако по требованию заказчика наши инженеры могут сопровождать проект на всех этапам (производства и монтажа ТЭЦ). Как показывает практика, авторский надзор является наилучшим гарантом качества конструкций (ТЭЦ). Сроки пребывания и условия оплаты авторского надзора, а также период сопровождения проекта оговариваются дополнительно, на стадии заключения договора.
Для большинства проектов массой более 2 тысяч тонн или проектов со сложной структурной компоновкой авторский надзор и сопровождение проекта на строительной площадке является необходимым, так как монтаж таких конструкций – это задача с повышенным уровнем сложности.
Наша компания предлагает полный комплекс услуг по изготовлению ТЭЦ. Специалистами нашей компании было реализовано множество различных проектов, произведено большое количество разнообразных ТЭЦ и накоплен бесценный опыт в сфере производства. Заказывая проектирование, изготовление и монтаж у нашей компании, Вы не только экономите время и силы на работе со смежниками, а я финансовые ресурсы, особенно если выбираете готовый проект. Наше производство оборудовано современными станками, а ссотрудники нашего производства постоянно проходят курсы повышения квалификации и всевозможного рода аттестации.
Наличие в нашей компании собственного монтажного отделения и бригад монтажников позволяет нам быстро и качественно осуществлять монтаж ТЭЦ. Постоянный коллектив сотрудников нашей компании гарантирует высокое качество работ на строительной площадке. Все специалисты проходят внутреннюю сертификацию и работают в единой системе документооборота. На строительной площадке всегда присутствует инженер авторского надзора, который контролирует все этапы монтажа.
Для проектирования, изготовления и монтажа ТЭЦ необходимо, чтобы организация был членом СРО – саморегулируемой организации. Наша компания соответствует этому требованию, так как является членом СРО уже более 6 лет. Вся необходимая документация, подтверждающая членство нашей компании, может быть представлена заказчику как в электронном виде по почте, так и в виде оригинала при личном посещении нашего офиса.
Если исходная документация по проектированию ТЭЦ была разработана рубежными компаниями, то прохождение экспертизы в РФ будет усложнено, так как оформление и расчет производился без учета российских нормативов. В данном случае такая проектная документация будет подлежать перепроектированию. Необходимо заново составлять расчетные схемы, задавать нагрузки, проводить полный перерасчет всех конструкций и полное переоформление под требования РФ. Таким образом, исходная документация является, по сути, заданием на проектирование ТЭЦ. Данный тип работ не является типовой задачей, поэтому каждый такой проект обсуждается отдельно. Как правило, перепроектирование происходит значительно быстрее, нежели проектирование с нуля, так как большинство конструктивных решений уже принято и согласованно, а также решены иные вопросы конструктивного характера. Также перепроектирование может потребоваться в том случае, если проект ТЭЦ был сделан сторонней организацией и все или некоторые конструкций или принятые конструктивные решения были не оправданы или ошибочны. Таким образом, проведя повторное проектирование ТЭЦ, можно уменьшить массу строения и существенно сэкономить финансовые средства.
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Введение
Целью данной курсовой работы является проектирования ТЭЦ, который подразумевает: расчет тепла нагрузок на отопление сетевой и потпиточной воды, добавочной воды в ТЭЦ. После расчёта схемы производится загрузка турбин, котлов и составляется баланс пара различных параметров для подтверждения правильности выбора основного оборудования.
Исходными данными для проектирования ТЭЦ и расчёта тепловой схемы следующие величины:
вид топлива, сжигаемого на предполагаемой ТЭЦ;
температура сетевой воды в подающей и обратной магистралях в расчётном режиме;
тип системы теплоснабжения (открытая или закрытая).
1. Расчет тепловых нагрузок
Расчёт тепловых нагрузок для промышленных предприятий производится, исходя из норм расхода тепловой энергии на производство единицы продукции, и здесь не рассматривается.
Что касается коммунально-бытовых нагрузок, то они делятся на три вида:
1. потребление теплоты на компенсацию теплопотерь зданий (отопление);
2. расход теплоты на вентиляцию жилых и общественных зданий;
3. расход теплоты на горячее водоснабжение.
Максимальные тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых, общественных и производственных зданий следует принимать по данным конкретных проектов нового строительства.
При отсутствии проектов допускается определять максимальные тепловые нагрузки (потоки) по формулам.
В работе ТЭЦ выделяется четыре режима:
1. Максимального теплопотребления, что соответствует отпуску теплоты при средней температуре самой холодной пятидневки (расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления).
2. Режим, соответствующий отпуску теплоты при средней температуре за январь (наиболее холодный) месяц.
3. Режим отпуска теплоты при средней температуре за отопительный период.
4. Летний режим без нагрузки на отопление.
В данной работе расчет ведется по первому режиму.
1.1 Расчет тепловой нагрузки на отопление Q от р
Максимальный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий, соответствующий первому режиму, Вт, определяется по формуле
где q 0 - максимальный тепловой поток на отопление жилых зданий на 1 м 2 общей площади, определяемый по расчетной температуре для проектирования отопления и характеристикам зданий (см. Приложение А), Вт/м 2 ;
А - общая площадь жилых зданий, м 2 .
где m - число жителей;
f - норма жилой площади на одного жителя, м 2 ;
k 1 - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий, при отсутствии данных следует принимать 0,25.
В течение отопительного периода отпуск теплоты на отопление изменяется в зависимости от температуры наружного воздуха, его можно определить по формуле
где - расчетная температура воздуха внутри помещений,°С;
Температура наружного воздуха соответствующего режима, ° С;
Расчётная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления ,°С.
Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений принимается 18°С при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования систем отопления до минус 30°С или 20°С при ниже минус 30°С. Усредненная расчетная температура воздуха внутри отапливаемых производственных зданий принимается 16°С.
Данные по температурам наружного воздуха некоторых городов приведены в Приложении.
Расчетный период отпуск тепловой энергии в соответствии с температурой наружного воздуха которая набирается за 5 наиболее холодных дней -39 для города Барнаула.
Q от р (max) =q 0 *A (1+k)
где m-число жителей; F-коэффициент учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий
Принимается 20 м 2 на одного жителя.; A=135*10 3 *20=2700*10 3 ; q 0 - укрепленный максимальный с м 2 ; q 0 =95; ; к - учитывается число общественный зданий.
Q от р(max) =95*2700*10 3 (1+0.25)=320.6*10 3
1.2 Расчет те пловой нагрузки на горячую воду
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, Вт, рассчитывается по формуле
где а - норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55°С на одного человека в сутки в жилых зданиях, л/сут чел., принимаемая в зависимости от степени комфортности зданий в соответствии со СНиП 2.04.01-85 * ;
b - то же в общественных зданиях, принимается 25 л/сут чел.;
Температура холодной (водопроводной) воды, при отсутствии данных в отопительный период принимается 5°С, в неотопительный 15°С;
с - средняя теплоёмкость воды, кДж/(кг К); для практических расчетов теплоемкость воды можно принимать равной 4,19 кДж/(кг К).
Q з г.вс ==55.2 Мвт
Q г.вс л =*0,6=44.1 МВт
1.3 Су ммарный ра сход теплоты на теплофикацию
Теплофикационная нагрузка ТЭЦ включает расходы тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Максимальная теплофикационная нагрузка, МВт, определяется по формуле
Q т max =320.6+55.2=375.8 МВт
Для установления экономичного режима работы теплофикационного оборудования, загрузки основного и пикового оборудования, а также различных технико-экономических исследований необходимо знать длительность работы системы теплоснабжения при различных режимах в течение года. Для этого строят графики продолжительности тепловой нагрузки (графики Россандера).
2 . Вы бор основного оборудования
тепловой вода турбина паровой
2.1 Выбор паровых турбин
В состав основного оборудования входит электрические котлы и турбины.
Тип устанавливаемых турбин определяется структурой тепловых нагрузок. На ТЭЦ, как правило, устанавливают паровые турбины типа ПТ, Т и Р. Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов выбирается на основе технико-экономического обоснования и с учетом перспективного роста тепловых нагрузок.
Из-за неравномерности теплофикационной нагрузки в течение года (см. рис. 1) выбор турбин производят, исходя из покрытия ими (из теплофикационных отборов) части максимума суммарной тепловой нагрузки. Эта часть определяется коэффициентом теплофикации ТЭЦ. Оставшуюся часть теплофикационной нагрузки покрывают за счет пиковых котлов или от редукционно-охладительных установок (РОУ).
Турбины с производственным отбором (П-отбором) пара выбираются с учетом длительного использования этого отбора в течение года и устанавливаются в качестве головных. При выборе турбин с П-отбором необходимо учитывать параметры требуемого внешним потребителем технологического пара.
Турбина с противодавлением выбирается для покрытия базовой части производственной паровой и отопительной нагрузок .
Q т р(max) =Q от р +Q з г.вс =320,6+55,2=375.8 МВт
Д т ==171 =618 т/ч
Q от р =320.6 МВт
Q г.вс з =55.2 МВт
Для покрытия производственной нагрузки выбираем
ПТ-80/100-12,8/13
Характеристика:
Мощность номинальная - 80 МВт
Расход свежего пара - 470 т/ч
Максимальная мощность - 100 МВт
Давление свежего пара - МПа - 12.8
Рп (производственный отбор) МПа - 0.13 - 1.6
Рт (отопительный отбор) МПа - 0.118 - 0.245
Давление пара в конденсаторе МПа - 0.003
Расход охлаждающей воды т/ч - 8000
2.2 Выбор котлов
При выборе котлов необходимо учитывать параметры пара, а также характеристики проектного топлива. Параметры пара на выходе из котла должны быть выше, чем перед турбиной, на величину потерь давления и температуры в паропроводах.
Если давление пара не выше 17 МПа, то применяются барабанные котлы с естественной циркуляцией; при более высоком давлении устанавливают прямоточные котлы. Как правило, на ТЭЦ устанавливают котлы барабанного типа.
На конденсационных и теплофикационных электростанциях применяются, как правило, блочные схемы (котел-турбина). На ТЭЦ с преобладающей паровой нагрузкой при соответствующем обосновании могут применяться схемы с поперечными связями.
Паропроизводительность котельных агрегатов, устанавливаемых в блоке с турбоагрегатами, выбирается по максимальному пропуску острого пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды. Суммарная паропроизводительность котельных агрегатов, устанавливаемых на электростанциях с поперечными связями, должна быть не менее максимального расхода пара машинным залом с учетом максимального расхода пара на собственные нужды.
Котлы выбираются по параметрам свежего пара, по характеристикам топлива.
Выбираю котлы:
1) Е - 360 - 13.8 - 560 КБТ (БКЗ - 360 - 13.8 - 1С)
2) Е - 500 - 13.8 - 560 КТ (ТПЕ - 430).
3. Расчет тепловой схемы подготовки сетевой и потпиточной воды
Принципиальная тепловая схема в условных обозначениях отображает технологический процесс пароводяного тракта тепловой электрической станции в однониточном исполнении. Основой тепловой схемы является регенеративная схема турбоустановки. Принципиальная схема составляется на стадии расчётов и технико-экономического обоснования строительства источника энергоснабжения. Кроме регенеративной схемы показывается схема подготовки и отпуска тепловой энергии на производственные и коммунально-бытовые нужды, а также схема подготовки добавочной воды для восполнения потерь пара и конденсата в цикле ТЭЦ.
Элементы тепловой схемы изображают в соответствии с требованиями ГОСТ 21.403-80, а также ОСТ 108.001.105-77 (см. Приложение Д).
На рис. 2 приведена принципиальная схема промышленно-отопительной ТЭЦ с турбинами типа ПТ и Т. В данном случае изображена тепловая схема ТЭЦ с поперечными связями, где показаны регенеративные схемы турбин, а также подготовка сетевой, подпиточной и добавочной воды.
Дегазация подпиточной воды для тепловых сетей на данной схеме производится в вакуумных деаэраторах. Добавочная вода для цикла ТЭЦ освобождается от агрессивных газов сначала в атмосферных деаэраторах, после чего подаётся в поток основного конденсата и вместе с ним поступает в деаэраторы питательной воды повышенного давления.
При подготовке добавочной воды используется теплота продувочной воды котла.
В схеме используется как пар из отборов турбин, так и пар, полученный от редукционно-охладительных установок (РОУ).
3.1 Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
При расчёте расхода теплоты на ТЭС необходимо учитывать нагрев воздуха перед воздухоподогревателями котла для исключения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева котлов. Для этого на ТЭС устанавливаются калориферы. Кроме того, следует учитывать расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение цехов и зданий цехов самой ТЭС, так называемые расходы теплоты на собственные нужды.
Конденсат, возвращаемый с производства, проходит химводоподготовку, где производится освобождение его от нефтепродуктов, соединений железа (при необходимости) и подаётся в деаэратор добавочной воды. Далее добавочная вода подаётся в поток основного конденсата станции.
3.1 2 Ра счет расхода сетевой воды на отопление
Расчётные расходы воды , кг/с, следует определять по формулам:
на отопление
G от св ====3248.5 т/ч
Q от р =G от св *С(t n -t 0)= 3248,5 *4.2 (150-70)=1091496
где - максимальный расход теплоты на отопление, кВт;
и - температуры сетевой воды, соответственно, в подающем и обратном трубопроводе тепловых сетей в расчётном режиме, С;
3. 3 Расчет сетевой воды на горячее водоснабжение в открытых системах теплоснабжения
G г.вс св = =
где - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, кВт;
на горячее водоснабжение в закрытых системах теплоснабжения:
средний, при параллельной схеме присоединения подогревателей ГВС
3.4 Расчет с уммарный расчётный расход сетевой воды
В двухтрубных тепловых сетях в открытых и закрытых системах теплоснабженияпри качественном регулировании отпуска теплоты следует определять по формуле
G т св =3248,5 +=4191.3
где - коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на горячее водоснабжение при регулировании по нагрузке отопления (см. табл. 1). При регулировании по совмещенной нагрузке отопления и горячего водоснабжения коэффициент принимается равным 0.
3. 5 Ра счет расхода потпиточной воды
Подпиточная вода восполняет потери воды в тепловых сетях.
Расход подпиточной водыприоткрытой системе теплоснабжения, кг/с, определяется по формуле
где - расчетный расход воды на горячее водоснабжение, кг/с;
G ут - утечки в тепловых сетях через неплотности, кг/с.
Для участков тепловых сетей длиной более 5 км от источников теплоты без распределения теплоты расчетный расход воды в утечки следует принимать 0,5% фактического объема воды в этих трубопроводах:
где V тс - объём воды в тепловых сетях, м 3 .
В соответствии с объём воды в тепловых сетях при отсутствии данных следует принимать равным 65 м 3 на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки при закрытой системе теплоснабжения, 70 м 3 на 1 МВт - при открытой системе и 30 м 3 на 1 МВт - при отдельных сетях горячего водоснабжения.
Если в схеме подготовки подпиточной воды задействована химводоподготовка, то при расчете расхода подпиточной воды () первое слагаемое () умножается на коэффициент 1,2.
При закрытой системе теплоснабжения расход подпиточной воды равен расчетному расходу воды в утечки через неплотности (G ут).
G под =G з г.вс = т/ч
3 . 6 Расчет температуры потпиточной воды после В.П .
Размещено на http://www.allbest.ru/
По характеристики турбин:
Q вп =11.2 МВт
Турбины две значит умножить на 2
11.2*2=22.4 МВт = Q вп
3 . 7 Расчет расхода пара на пароводяной подогреватель
Размещено на http://www.allbest.ru/
Д пвп *(h пвп -h пвп)=С*G под (35-t под в.п)
где, h пвп =2700; h пвп =500; С=4.2; t вп =29.27
Д пвп ==43.9 т/ч.
3 . 8 Расчет расхода греющей среды на вакуумный деаэратор
Схема подготовки подпиточной воды определяется качеством исходной воды, а также системой теплоснабжения (открытая или закрытая).
Качество подпиточной воды для открытых систем теплоснабжения должно отвечать требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая», СанПиН 2.1.4.1074 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества» (с изменениями в СанПиН 2.1.4.2496-09 «Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения») и правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей Минэнерго России.
Для подготовки подпиточной воды на ТЭЦ, как правило, используются встроенные пучки (ВП) конденсаторов турбин. Величина тепловой нагрузки встроенного пучка может быть разной (у некоторых турбин нет ВП). После встроенного пучка вода поступает в пароводяной подогреватель, где нагревается до 25ч40С (температура ограничена условиями работы с ионообменными смолами), далее, при необходимости, уменьшается жесткость воды в цехе химводоочистки (ХВО), а затем вода дегазируется в вакуумном деаэраторе. После вакуумного деаэратора подпиточная вода направляется или сразу на всас сетевых насосов, или в баки-аккумуляторы. Греющей средой для вакуумного деаэратора обычно является вода после основных сетевых подогревателей. Принципиальная схема подготовки подпиточной и сетевой воды с вакуумным деаэратором приведена на рис. 4.
В вакуумном деаэраторе разрежение поддерживается паровым эжектором. Температура греющей воды определяется графиком температур сетевой воды (рис. 3). Для нормальной деаэрации температура греющей воды должна быть не ниже 100єC, при более низкой температуре воды после основных подогревателей она догревается. При поступлении в деаэратор греющая вода вскипает, и образующийся при этом пар прогревает исходную подпиточную воду до температуры насыщения при давлении в деаэраторе. Разница между температурой воды, поступающей на деаэрацию, и температурой насыщения при давлении в деаэраторе не должна превышать 20єC.
Расчет расхода подпиточной воды, подаваемой на деаэратор
Расход подпиточной воды, направляемой на деаэрацию, кг/с, определяется из системы уравнений материального и теплового баланса деаэратора и рассчитывается по формуле
где - температура потпиточной воды после атмосферного деаэратора, для атмосферного деаэратора 104С;
температура потпиточной воды перед деаэратором, С; для атмосферного деаэратора принимается в пределах 85ч90С;
Коэффициент, учитывающий потери теплоты в окружающую среду
где, t д =50; t хво =30; t ов =120
3 . 9 Расчет температуры сетевой воды в узле смешение перед основными сетевыми подогревателями
G обр =G св -G подп
G обр =4191,3-=3248,5
3 . 10 Расчет расхода греющего пара на основные сетевые подогреватели
h т -h т "=2200
G оп =G св +G гр =3248.5+269+942,8=4460.3
Д оп ==472.5 т/ч
4 . Выбор вспомогательного оборудования
4 .1 Расчет расхода топлива на котлы
ВQ н р *s ха =Д ка (h 0 -h пв)+G пр (h пр -l пв)
G пр =2% Д ка
где, h 0 = 3500; h пв =230*4.2; h пр =1640; Q н р =25.33; s ха =0.93; G пр =2% от 360=7.2; G пр =2% от 500=10
4 .2 Расчет объема воздуха и выбор дутьевого вентилятора
V дв =К з *В*V в 0 (б т -?б т -?б пл +?б вп)*
V в 0 =0.0889*(С р +0.375*S ор р +к)+0.265*Н р -0.0333*О р
V в 0 =0.0889*(66+0.375*0.8)+0.265*3.5-0.0333*3.5=6.7
где, б т =1.2; ?б т =0.1; ?б пл =0.05; ?б вп =0.1; К з =1.1
Для Е-360-13.8-560КБТ (БКЗ-360-13.8-1С)
V дв =1.1*39*6.7*(1.2-0.1-0.05+0.1)*1.1=363,59*10 3 м 3 /ч
4 .3 Выбор дутьевых вентиляторов
Для Е-360-13.8-560КБТ (БКЗ-360-13.8-1С)
363,59*10 3 =363590 м 3 /ч
363590:2=181795 м 3 /ч
берем вентилятор типа ВДН - 20 производительность 215 тыс. м 3 /ч
Для Е-500-13.8-560КТ (ТПЕ-430)
521.1*10 3 =521100 м 3 /ч
521100:2=260550 м 3 /ч
берем вентилятор типа ВДН - 24 производительность 275. тыс. м 3 /ч
4 .4 Выбор дымососов
V дг =К з *В*(V 0 г +(б д -1)*V в 0)*
V г 0 =V N 2 0 +V R 02 0 +V H 20 0
V N 2 0 =0.79*V 0 +0.008*N
V Ro 2 0 =1.866*
V H 20 0 =0.111*H p +0.0124*W p +0.0161*V 0 м 3 /ч
V N 2 0 =0.79*6.7+0.008*0.2=2.98604+0.0016=5.2 м 3 /ч
V R 02 0 =1.866* м 3 /ч
V H 20 0 =0.111*3.5+0.0124*8.5+0.0161*6.7 = 0.547 м 3 /ч
V г 0 =6.9 м 3 /ч
Для Е-360-13.8-560КБТ (БКЗ-360-13.8-1С)
V дг =1.2*39*(6.9+(1.4-1)*6.7)*1.1 = 493 м 3 /ч
Выбираем дымосос ДН-26
Для Е-500-13.8-560КТ (ТПЕ-430)
V дг =1.2*55.9*(6.9+(1.4-1)*6.7)*1.1=706.8 м 3 /ч
Выбираем дымосос - ДН-26х2-0.62
где, t д.г. =120 0 ; б д =1.4; К з =1.2.
Список литературы
1. СТО ИрГТУ.005-2007. Система менеджмента качества. Учебно-методическая деятельность. Общие требования к оформлению текстовых и графических работ студентов. - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. - 34 с.
2. Никифорова С.В., Сушко С.Н., Воронков В.В. «Тепловые и атомные электрические станции. Расчет тепловых схем ТЭЦ». Учебное пособие.
3. С.В. Никифорова «Тепломеханическое и вспомогательное оборудование электростанций». - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2008. - 87 с.
Размещено на Allbest.ru
Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.
курсовая работа , добавлен 03.03.2011
Производственно-технологические потребители пара, горячей воды. Отпуск теплоты по сетевой воде. Выбор паровых турбин. Расчетные, годовые и средние тепловые нагрузки. Построение графика нагрузки по продолжительности. Выбор основного оборудования ТЭЦ.
курсовая работа , добавлен 09.06.2015
Описание и расчёт тепловой схемы АТЭЦ-2, выбор и расчет турбин, энергетических котлов. Электрическая часть станции. Охрана труда на АТЭЦ-2. Мероприятия по изменению водно-химического режима с помощью реагента СК-110, расчет эффективности установки.
дипломная работа , добавлен 24.08.2009
Выбор основного теплоэнергетического оборудования. Тепловая схема блока. Расход пара на приводную турбину питательного насоса и подогрев воды. Расчёт количества добавочной воды и производительности испарителя. Тепловой баланс регенеративной установки.
дипломная работа , добавлен 19.03.2013
Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, температур сетевой воды, расходов сетевой воды. Гидравлический расчет паропровода. Принципиальная тепловая схема котельной. Расчет контактного теплообменника с активной насадкой.
курсовая работа , добавлен 11.10.2008
Расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение. Определение расхода пара внешними потребителями. Определение мощности турбины, расхода пара на турбину, выбор типа и числа турбин. Расход пара на подогреватель высокого давления. Выбор паровых котлов.
курсовая работа , добавлен 26.01.2016
Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Расчет температурного графика. Расчет расходов сетевой воды. Гидравлический и тепловой расчет паропровода. Расчет тепловой схемы котельной. Выбор теплообменного оборудования.
дипломная работа , добавлен 04.10.2008
Назначение регенеративных подогревателей питательной воды низкого давления и подогревателей сетевой воды. Использование в качестве греющей среды пара промежуточных отборов турбин для снижения потерь теплоты в конденсаторах. Повышение термического КПД.
курсовая работа , добавлен 23.10.2013
История развития паровых турбин и современные достижения в данной области. Типовая конструкция современной паровой турбины, принцип действия, основные компоненты, возможности увеличения мощности. Особенности действия, устройства крупных паровых турбин.
реферат , добавлен 30.04.2010
Подготовка парового котла к растопке, осмотр основного и вспомогательного оборудования. Пусковые операции и включение форсунок. Обслуживание работающего котла, контроль за давлением и температурой острого и промежуточного пара, питательной воды.
Электростанция с комбинированным производством электроэнергии и тепла, как правило, расположенная в непосредственной близости от конечного потребителя.
В качестве источника энергии в мини-ТЭЦ чаще всего используются:
■ газопоршневые установки (ГПУ) с дизельными или газовыми двигателями внутреннего сгорания;
■ газотурбинные установки (ГТУ);
■ паротурбинные установки (ПТУ).
При выборе проектировщиком источника энергии мини-ТЭЦ приходится взвешивать достоинства и недостатки каждого из вариантов:
■ паровая турбина:
- преимущества ПТУ - мини-ТЭЦ может работать на любом топливе; широкая линейка мощностей, отечественный производитель делает на вполне достойном уровне (к примеру, Калужский завод изготавливает линейку турбин малой мощности, хорошо подходящих для мини- ТЭЦ), высокая надежность и солидный ресурс;
- недостатки ПТУ - высокая инертность (длительный период запуска), ограниченное число пусков из холодного состояния, высокая стоимость основного оборудования (поскольку турбина питается острым паром, то возникает необходимость оснащения мини-ТЭЦ достаточно серьезным котельным оборудованием и всеми сопутствующими системами трубопроводов высокого давления, что существенно удорожает строительство).
■ газопоршневая установка:
- преимущества ГПУ - эффективная работа при малой нагрузке, быстрый запуск, широкая линейка моделей по выходной мощности, работа с малым давлением газа (как правило, ниже 1 бара и дожимной компрессор не требуется), относительно низкие затраты на строительство ТЭЦ - нет необходимости в приобретении большого количества вспомогательного оборудования и в прокладке трубопроводов высокого давления, что серьезно удешевляет строительство; возможность выполнения ремонта персоналом ТЭЦ на месте;
- недостатки ГПУ - зачастую в настоящее время применяются ГПУ зарубежного производства, что ведет к серьезной зависимости от поставки зарубежных комплектующих, из опыта эксплуатации ГПУ в российских условиях есть данные о том, что агрегаты зачастую имеют низкую надежность - намного меньшую, чем заявлено производителем, высокий уровень (низкочастотного) шума;
■ газотурбинная установка: максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше, что несколько затрудняет применение ГТУ в условиях мини-ТЭЦ; КПД ГТУ существенно меньше ГПУ C учетом того, что отходящие газы имеют температуру 450-550 О С, разумнее всего применять ГТУ в составе парогазовой установки, с дополнительной выработкой электричества в паросиловой установке;
- достоинства ГТУ : газотурбинная установка проще по устройству, чем паросиловая из-за отсутствия котельной установки, сложной системы паропроводов, конденсатора, а также большого числа вспомогательных механизмов, применяющихся в паровых установках; металлозатраты и вес газотурбинной установки на единицу мощности вследствие указанных причин будут значительно меньше, чем паротурбинной, для работы газотурбинной установки почти не требуется вода;
- недостатки ГТУ : полный капитальный ремонт газовой турбины - более сложная работа, чем капремонт газового двигателя; ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины примерно в 2 раза меньше, чем у ГПУ высокий нижний порог эффективного применения (от 5 МВт, что особенно важно для мини-ТЭЦ), высокий уровень шума, требовательность к качеству топлива - необходимость установки пункта подготовки газа, дожимного компрессора, существенно большие капиталовложения на введение 1 кВт по сравнению с ГПУ В целом, применение ГТУ для мини-ТЭЦ сопряжено с рядом трудностей, которые зачастую сводят на нет их преимущества.
Опыт проектирования паросиловой мини-ТЭЦ на местном топливе (каменный уголь) в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия Рост тарифов на электроэнергию и транспорт, увеличение стоимости природного газа и дизельного топлива заставляют предприятия искать пути снижения затрат. Одним из путей повышения рентабельности производства может стать выработка собственной электрической и тепловой энергии с использованием местных видов топлива или отходов производства.
При использовании местных видов топлива (в том числе и низкосортных) собственная мини-ТЭЦ позволяет снизить зависимость от поставщиков энергии и общие эксплуатационные расходы за счет использования более дешевой электрической и тепловой энергии.
В некоторых случаях использование местных видов топлива или производственных отходов оказывается выгоднее, чем выработка тепловой и электрической энергии с помощью оборудования, работающего на магистральном газе.
Типичным примером мини-ТЭЦ, ориентированной на местные топливные ресурсы, является спроектированная институтом в 2009 г. мини-ТЭЦ в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия. Поселок Зырянка (около 5 тыс. чел.) находится на левом берегу в устье реки Ясачной. Климатический район - многолетняя (вечная) мерзлота. Проектируемая мини-ТЭЦ предназначена для покрытия электрических нагрузок поселков Зырянка и Затон и села Угольное в количестве 7,4 МВт.
Тепловые нагрузки, принятые к покрытию от проектируемой мини-ТЭЦ, составляют 25 Гкал/ч в горячей воде в максимально-зимнем режиме. Тепловые нагрузки в паре отсутствуют. Основным потребителем тепловых нагрузок в горячей воде является поселок Зырянка. После строительства мини-ТЭЦ, существующие котельные переводятся в режим теплопунктов. Температурный график теплосети - 130/80 О С. Схема теплоснабжения - закрытая.
В 60 км от Зырянки в поселке Угольный расположен угольный разрез «Зырянский», где добывается каменный уголь. В поселке Зырянка расположен базисный склад угля. Со склада производится снабжение углем населенных пунктов и предприятий, расположенных в бассейне реки Колыма. В связи с вышеизложенным, в качестве основного топлива проектируемой мини-ТЭЦ был определен каменный уголь. В качестве наиболее удобного источника энергии для проектируемой мини-ТЭЦ были выбраны паровые турбины малой мощности.
Было рассмотрено 3 варианта основного оборудования для ТЭЦ.
Вариант 1:
■ четыре блочных турбогенератора типа П 2,52,1/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;
■ четыре серийных паровых котла типа КЕ 2524-350С с топкой ТЧЗМ 2,7/5,6 производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.
Вариант 2:
■ три серийных турбоагрегата типа П 6-3,4/0,5-1, номинальной мощностью 6,0 МВт каждый, производства ОАО «Силовые машины» г. Калуга, Россия;
Вариант 3:
■ четыре блочных турбоагрегата типа П 2,53,4/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;
■ четыре паровых котла типа КЕ 25-40-440, которые будут изготовлены ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.
В максимально-зимнем режиме выбранным оборудованием обеспечиваются заданные тепловые и электрические нагрузки.
Количество турбоагрегатов в каждом варианте было принято из расчета покрытия электрических нагрузок в летнее время при условии ремонта одного агрегата и аварийного выхода из строя второго агрегата. В вариантах 1, 3 при выходе из строя одной из турбин, оставшиеся в работе турбины обеспечивают максимальную электрическую нагрузку потребителей.
Выполненный технико-экономический расчет строительства мини-ТЭЦ показал техническую возможность и экономическую целесообразность данного строительства. Финансово-экономический расчет показал умеренный и примерно одинаковый срок окупаемости капитальных вложений во всех рассмотренных вариантах.
После рассмотрения вариантов состава оборудования мини-ТЭЦ, решением рабочего совещания при министре жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) был утвержден вариант 2 со следующим составом основного оборудования:
■ два серийных турбоагрегата типа П-6-3,4/0,5-1 номинальной мощностью 6 МВт каждый, производства ОАО «Калужский турбинный завод» г. Калуга, Россия;
■ четыре паровых угольных котла типа КЕ-25- 40-440С, производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.
Здание главного корпуса многопролетное, разновеликой высоты, сомкнутой компоновки состоит из следующих отделений:
■ турбинное отделение;
■ котельное отделение;
■ бункерная этажерка с ленточными конвейерами топливоподачи;
■ деаэраторно-питательная установка с центральным тепловым щитом;
■ пристройка электротехнического блока и блока административно-бытовых и вспомогательных помещений;
■ пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО и помещения баков подпитки теплосети.
Турбинное отделение имеет размер в плане 60x15 м высотой до низа ферм 15 м.
В турбинном отделении устанавливаются поперечно два турбоагрегата П 6-3,4/0,5 с отметкой обслуживания +6,0 м. Для механизации ремонтных работ в турбинном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 10 т и ремонтные площадки. С турбинным отделением сблокирована пристройка электротехнического блока, административно-бытовых и вспомогательных помещений размерами в плане 60x18 м. Котельное отделение имеет размеры в плане 60x18 м высотой до низа ферм 16 м. В котельном отделении устанавливаются: четыре котла КЕ-25-40-440С с ячейкой 12x18 м, дымососы, вентиляторы, экономайзеры с воздухоподогревателями, золоулавливающие установки, оборудование шлакозолоудаления. Дымовые газы после золоулавливающих установок отводятся в общую дымовую трубу Ду=3 м, Н=60 м. Для механизации ремонтных работ в котельном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 5 т и ремонтные площадки.
Перед фронтом котлов расположена пристройка бункерной этажерки размерами в плане 54x6 м и высотой до низа балки 21 м. На отметке +17 м располагается ленточный конвейер топливоподачи. Между отметками +17,000 и +13,200 расположены бункеры угля. Между турбинным и котельным отделением расположены деаэраторно-питательная установка, центральный тепловой щит, РУСН-0,4 кВ в помещении размерами в плане 7,5x54 м с высотой до низа балки 14,4 м. На отметке +0,000 деаэраторно- питательной установки устанавливаются подогреватели и насосы сырой и химочищенной воды, питательные насосы, подпиточные насосы. На отметке +7,800 устанавливаются два деаэратора ДСА-100. Со стороны постоянного торца главного корпуса предусматриваются пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО, помещения баков подпитки теплосети.
Хозяйство твердого топлива мини-ТЭЦ состоит из следующих основных сооружений:
■ расходного склада угля;
■ дробильного корпуса;
■ галереи ленточных конвейеров.
Максимальный расход топлива 2,95 т/ч на один котел при максимальной нагрузке на котел.
Хозяйство жидкого топлива. Дизельное топливо марки «арктическое» по ГОСТ 305-82 предусматривается использовать в качестве топлива для резервных дизель-генераторов. Для хранения запаса дизельного топлива предусматривается хозяйство дизельного топлива. В состав хозяйства дизельного топлива входят:
■ склад дизельного топлива, состоящий из пяти резервуаров V=100 м 3 , горизонтальных, надземных. Резервуары устанавливаются на открытую площадку габаритами 21 x33 м с подпорной стеной высотой 1 м на случай разлива. Через ограждающую стенку предусмотрены четыре переходных мостика;
■ насосная дизельного топлива, которая состоит из трех насосов, один из которых резервный. Насосная дизельного топлива представляет собой одноэтажное здание общими габаритами 6x9 м.
Система золошлакоудаления предусматривает удаление золы и шлака. Провалившиеся через полотно мелкие частицы топлива транспортируются к правой щеке рамы, где в желобах имеются отверстия, через которые они ссыпаются на нижнюю ветвь колосникового полотна и далее в систему шлакоудаления.
Для удаления очаговых остатков из-под каждого котла применяется индивидуальный скреперный подъемник с ковшом. При рабочем ходе перфорированный ковш подъемника перемещается по горизонтальному участку канала. При этом происходит заполнение ковша шлаком и золой. Заполненный ковш поднимается по наклонному участку и в конце пути опрокидывается, разгружая содержимое в бункер. Количество шлака составляет 0,38 т/ч от каждого котла.
Источник технического водоснабжения - проектируемый водозабор на реке Ясачная.
Заключение . Удельные капитальные вложения для строительства данной мини-ТЭЦ сравнительно велики, что определяется строительством в условиях Крайнего Севера (грунты - вечная мерзлота, сейсмичность - 7 баллов), на подтапливаемых территориях, а также необходимостью учета стоимости тепловых сетей, теплопунктов, внешних сетей водоснабжения, линий электропередач для выдачи мощности т.п. Срок окупаемости - около 9 лет.
Строительство ТЭЦ начато в 2009 году и приближается к своему завершению.
Проектирование, строительство и реконструкция котельных и мини-ТЭЦ, работающих на угле, особым образом отличается от аналогичных работ по газовым и дизельным котельным и требует решения дополнительных задач для обеспечения надежной работоспособности и высокого КПД.
Для мощностей до 20-30 МВт э газопоршневые когенерационные установки показывают себя лучше всех других технологий. Причем в диапазоне от 3 до 5 МВт э они просто вне конкуренции.
Наивысший электрический КПД - до 30% у газовой турбины, и около 40% - у газопоршневого двигателя, достигается при работе под 100% нагрузкой. При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет как на общий, так и на электрический КПД. Газопоршневая мини-ТЭЦ не требует установки сложного и дорогостоящего вспомогательного оборудования, которое требуется для мини-ТЭЦ на основе паровых или газовых турбин.
В качестве типичного примера газопоршневой мини-ТЭЦ рассмотрим когенерационную установку для нужд агрофирмы в пгт. Барышевка (Киевская обл., Украина), проект строительства которой был разработан институтом в 2007 г. Водогрейная котельная ООО Агрофирма «Пролисок ЛТД» предназначена для отпуска тепловой энергии в виде горячей воды на отопление тепличного хозяйства, служебно-бытовых помещений предприятия и самой котельной. Проектом была предусмотрена установка газопоршневого агрегата (ГПА) на базе газотопливного двигателя CATERPILLAR G3520C электрической мощностью 1,95 МВт с технологическим модулем ТМ С2000 тепловой мощностью 2,203 МВт (1,895 Гкал/ч). Работа газопоршневого агрегата - по электрическому графику, зависящему от потребности в дополнительном искусственном освещении теплиц Агрофирмы «Пролисок ЛТД». Газопоршневой агрегат предусмотрено разместить в помещении существующей котельной. Основным и единственным топливом ГПА является природный газ. Предложенная тепловая схема обеспечивает экономичную и надежную эксплуатацию электростанции в различных режимах. Рассчитанные экономические показатели показали приемлемые сроки окупаемости (около 6 лет) и значения других интегральных показателей. Срок строительства - 4 месяца. В настоящий момент газопоршневая электростанция работает в составе локальной энергосети и обеспечивает теплицы агрофирмы электрической и тепловой энергией. Углекислый газ используется для активизации роста тепличных культур.
В 2007 г. институтом был выполнен проект увеличения на 12 МВт мощности на передвижной электростанции (ПЭС) «Лабытнанги», расположенной Ямало-Ненецкого Автономного округа. Электроэнергетика г. Лабытнанги складывается на базе ПЭС «Лабытнанги» ОАО «Передвижная энергетика». Основной продукцией, производимой на ПЭС, является электроэнергия, получаемая в газотурбинных установках с утилизацией тепла уходящих газов, и тепловая энергия в виде горячей воды, полученная за счет когенерации. Горячая вода расходуется для обеспечения собственных нужд электростанции в тепле. Источником получения электроэнергии на ПЭС в настоящее время являются пять передвижных электростанций и одна газотурбинная электростанция ГТЭ-38. Первые две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 мощностью 4 МВт каждая ст. № 1, 18 были установлены в 1974 и 1976 гг. Дальнейшее развитие осуществлялось путем наращивания мощности за счет передвижных установок ПАЭС-2500 по 2,5 МВт (1976-1983 гг.). Были установлены три передвижные электростанции ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, мощностью 5 МВт, каждая из которых включает две установки ПАЭС-2500.
В 1996 г. было осуществлено строительство электростанции мощностью 24 МВт (ГТЭ-24) с установкой двух газотурбинных агрегатов мощностью 12 МВт каждый в стационарном машинном зале. По проекту расширения электростанции ГТЭ-24 до мощности 38 МВт было выполнено строительство нового машзала, в котором был установлен газотурбинный двигатель ДА-14 (ДО14) номинальной мощностью 14 МВт с генератором Т-16-2У3 мощностью 16 МВт. Компоновкой машзала было предусмотрено резервное место для газотурбинной установки аналогичного типа и выполнен фундамент. Таким образом, суммарная установленная мощность энергоисточников ОАО «Передвижная энергетика» составляла 61 МВт, что существенно перекрывало потребность региона в электрической мощности. Однако агрегаты, отработавшие по 25-30 лет и выработавшие свой ресурс, не могли обеспечить требуемую степень надежности. Установленные в 70-х годах прошлого века две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 ст. № 1, 18 требуют замены и вывода из эксплуатации. Для обеспечения работы основного оборудования ГТЭ-38 использовалось существующее вспомогательное технологическое оборудование, размещенное в четырех вагонах на новой производственной площадке:
■ вагон вспомогательного оборудования (ВВО);
■ вагон-градирня (ВГ) ;
■ вагон управления и контроля (ВУК);
■ вагон распредустройств (РУ).
С учетом предполагаемого роста электрических нагрузок, строительство третьего блока ГТЭ-24 мощностью 14 МВт обеспечивало лишь текущие потребности в энергоснабжении, без необходимого резерва, работающего на газовом топливе. Кроме того, сохранялась потребность в дорогостоящем дизельном топливе, необходимом на период проведения регламентных и ремонтных работ генерирующего энергооборудования, работающем на газовом топливе.
Вариант с заменой выводимого из эксплуатации оборудования на аналогичное, работающее на жидком топливе, не рассматривался в виду его явной нерентабельности из-за меньшего КПД (около 23%) и высокой стоимости жидкого топлива (в 12 раз дороже природного газа). В связи с вышеизложенным, существовала острая необходимость в строительстве еще одного газового блока на ПЭС «Лабытнанги» мощностью 12 МВт. Своевременное строительство генерирующих мощностей должно было создать условия для выполнения программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры при реализации программы «Жилище». Согласно предварительным расчетам строительство дополнительной мощности 12 МВт за счет кредитных ресурсов не приводило к увеличению тарифа для потребителя, поскольку возврат кредита планировался за счет экономии топлива - использование газового топлива вместо дизельного (условия кредита - на 4-5 лет, начало возврата - со второго года).
Заказчик утвердил к проектированию следующий состав основного оборудования:
■ одна газотурбинная установка номинальной мощностью 12 МВт на базе газотурбинного двигателя ДА-14 (ДО14) производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» с генератором Т-12-2ЭУ3 (устанавливаемая в существующем машзале на существующий фундамент),
■ один водогрейный котел-утилизатор УТ-47 производства НТКО ЗАО «Ухтинский экспериментально-механический завод».
Проектная суммарная установленная электрическая мощность газотурбинного оборудования ПЭС «Лабытнанги», работающего на природном газе, при осуществлении проекта составит 50 МВт.
Проектом также предусматривалось:
■ установка двух дизельных генераторов типа ЭСД-200-30-Т/400М максимальной мощностью 230 кВт каждая в контейнерном исполнении, расположенных на открытой площадке (дизель- генераторы предусматриваются для покрытия потребности в электроэнергии при так называемом «холодном пуске» или пуске ПЭС с нуля, а также в аварийном режиме);
■ строительство теплового пункта для выдачи тепла городским потребителям в количестве 30 Гкал/ч и выдачи тепла на собственные нужды электростанции в количестве 6 Гкал/ч;
■ перенос существующей насосной станции пожаротушения в здание проектируемого теплового пункта;
■ сооружение подземного железобетонного бака аварийного слива масла объемом 5,6 м 3 .
После строительства ГТУ ст. № 4 мощностью 12 МВт, существующие ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, работающие на дизельном топливе, переводятся в холодный резерв.
Газотурбинная установка ГТУ-12 устанавливается в существующем машзале на отм. 0,000.
Расположение контейнера ГТУ продольное.
В центре машзала устанавливаются масло- блоки двигателя и генератора проектируемой ГТУ-12 рядом с существующими маслоблоками установленной ранее ГТУ-14. Для восполнения безвозвратных потерь масла используется существующий расходный бак масла V=1 м 3 .
На отм. +13,860 м на выходе продуктов сгорания из ГТУ установлен водогрейный котел- утилизатор УТ-47. Удаление дымовых газов в атмосферу после котла-утилизатора осуществляется через металлическую дымовую трубу высотой 35 м и диаметром устья 3 м.
Над кровлей машзала на отм. +10,000 м размещается комплексная воздухоочистительная установка (КВОУ).
На площадке на отм. +10,000 м размещаются также аппараты воздушного охлаждения масла (АВОМ) двигателя, генератора, а также аппараты воздушного охлаждения антифриза (АВОА). Аварийный слив масла от проектируемой ГТУ предусматривается во вновь сооружаемый подземный бак аварийного слива масла объемом
5,6 м 3 , располагаемый за стеной здания. Для системы смазки газовой турбины и маслоснабжения генератора предусматривались раздельные системы минерального масла.
Управление ГТУ и контроль за основными параметрами ГТУ, а также вспомогательного оборудования, осуществляется оператором системы автоматического управления (САУ), который располагается в расширенной по проекту установки ГТУ ст. № 3 части существующего вагона управления и контроллеров.
Основным и единственным топливом для устанавливаемой газотурбинной установки является природный газ.
Аварийное и резервное топливо для работы проектируемой газотурбинной установки не предусматривается. Запитка газом - от существующего БППГ
Период окупаемости проекта с учетом обслуживания заемных средств составил 3,4 года.
С учетом намечающегося дефицита электроэнергии, высокого износа мощностей существующих ТЭЦ малая энергетика имеет хорошие перспективы развития. Малая энергетика, конечно, не сможет полностью заменить большую. Однако нет сомнений в том, что при условии грамотной реализации подобных проектов, небольшие станции могут стать эффективными источниками энергии, и во многих случаях будут способны удовлетворить растущие потребности в тепле и электричестве.
