Аннотация 2
ВВЕДЕНИЕ 6
1 АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ 7
2 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ 9
3 АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГООБОРУДОВАНИЯ... .11
4 ОПИСАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ТРЕТЬЕГО ЭНЕРГОБЛОКА
ЧТЭЦ №3 18
4.1 Г азовая турбина 19
4.2 Котел утилизатор 20
4.3 Паровая турбина 22
4.4 Регулирование мощности блока 23
4.5 Контуры низкого и высокого давления 24
4.6 Паровой тракт 25
4.7 Состав топлива 26
5 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ КОТЛА-УТИЛИЗАТОРА Пр-224/52-7,6/0,58
-503/202 27
6 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОЙ ТУРБИНЫ 38
6.1Расчет паровой турбины 39
6.2 Расчет сетевых подогревателей воды 43
7 ВЫБОР ОСНОВНОГО И ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ....45
7.1 Выбор подогревателя сетевой воды 45
7.2Выбор насосов 45
7.3Выбор теплообменника ВВТО 48
8 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ 49
9 ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ 52
10 АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛРОВАНИЕ КОТЛА 54
10.1 Регуляторы уровня в контуре высокого давления 55
10.2 Регуляторы уровня в контуре низкого давления 56
10.3 Регулятор непрерывной продувки высокого давления 57
10.4 Регулятор температуры конденсата на входе в деаэрационное
устройство 57
11 ВОПРОСЫ ЭКОЛОГИИ 58
11.1 Определение объемов продуктов сгорания топлива 58
11.2 Расчет максимальной приземной концентрации выбросов из
дымовой трубы 59
11.3 Расчет выбросов оксида азота 60
11.4 Расчет минимальной высоты трубы 60
12. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ 65
12.1 Анализ потенциально опасных и вредных производственных
факторов 65
12.2 Безопасность производственных процессов и
оборудования 66
13 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 74
13.1 Технико-экономический расчет 74
13.2 SWOT - анализ для реализации проекта проекта модернизации
ЧТЭЦ №3 с установкой блока ПГУ-230Т 83
13.3 Планирование целей предприятия и проекта 85
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 89
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 91
Челябинская ТЭЦ-3 является теплоэлектроцентралью, расположенной в северо-восточной части города Челябинска. Предприятие входит в состав энергосистемы «Урал» компании ОАО «Фортум». Основная деятельность теплоэлектроцентрали № 3 Челябинска заключается в выработке тепла и электричества.
Установленная электрическая мощность ЧТЭЦ-3 составляет 360 МВт, тепловая - 1,180 ГВт. На станции установлено следующее оборудование: 2 паросиловых энергетических блока, а также 2 паровых и 3 пиковых водогрейных котельных агрегата. Сегодня 100% топливного баланса электростанции составляет природный газ, однако в качестве резервного вида топлива по-прежнему может быть использован топочный мазут.
Первый энергоблок станции, состоящий из котла Еп-670-13,8 -545ГКТ (паропроизводительность 670 тонн пара в час), турбины Т-180/210-130 (эл. мощность 180/210 МВт) и генератора ТГВ-200, был введен в промышленную эксплуатацию 1-го апреля 1996-го года.
Пуск второго энергетического блока, который идентичен первому, был произведен 25-го декабря 2006-го года.
Для выхода на полную запланированную мощность станции необходимо строительство третьего энергетического блока, это позволит станции отпускать 30% необходимой городу нагрузки по теплу.
Третий блок ЧТЭЦ № 3 планируется сделать на базе парогазовой установки, являющейся на сегодняшний день наиболее энергоэффективной и экологичной. Комбинация паровой турбины и газотурбинной установки, объединенных общим технологическим циклом, позволит снизить потери тепла с выхлопными газами газотурбинной установки (ГТУ) и выработать дополнительное количество энергии в паротурбинной установке (ПТУ).
В выпускной квалификационной работе бакалавра рассмотрены варианты модернизации ЧТЭЦ №3 путем строительства нового блока ПГУ. Для увеличения тепловой и электрической мощности предлагается два варианта: первый вариант - установка блока ПГУ-230Т с газовой турбиной ГТЭ-160, паровой турбиной Т-50/70-6,8/0,12 и котлом утилизатором Пр-224/52- 7,6/0,58-503/202; второй вариант-установка блока ПГУ-230 с газовой турбиной GT13E2, паровой турбиной Т-53/67-8,0/0,12 и котлом утилизатором 5ЕБ-212,5/57,2-7,98/0,7-490/208фирмы SES ENERGY. В результате сравнения блоков, наибольшее выгодным для установки является первый вариант блока ПГУ-230Т с газовой турбиной ГТЭ-160, так как большая часть его оборудования отечественного производства и как следствие более низкие капитальные затраты по сравнению с вариантом 2 и меньшие затраты на обслуживание и ремонт оборудования. Также первый вариант имеет большую маневренность и возможность более экономичного покрытия тепловых нагрузок в зимний и летний период времени.
В квалификационной работе представлены все необходимые для расчетов технические и конструктивные характеристики основного оборудования, устанавливаемого на ТЭЦ. Произведен тепловой расчет котла-утилизатора Пр-224/52-7,6/0,58-503/202, результаты которого изображены на тепловой t-Q диаграмме. Произведен тепловой расчет паровой турбины при работе в конденсационном режиме и расчет сетевых подогревателей воды. В результате теплового расчета посторенна i-S диаграмма процесса расширения пара в турбине. При конденсационном (летнем) режиме работы максимальная выработка эл. энергии 69,1 МВт. Тепловая мощность отопительных отборов при теплофикационном (зимнем) режиме работы: нерегулируемого отбора - 96 МВт, регулируемого - 72 МВт. Определены основные показатели тепловой экономичности нового блока. КПД газотурбинного блока при теплофикационном режиме птеппгу = 77,5% и конденсационном режиме пкпгу = 46,3%. Годовая экономия топлива нового ПГУ блока составит 357,9-103т.у.т., что в значительной степени повысит энергоэффективность станции и сократит потребление топливоэнергетических ресурсов.
В квалификационной работе описана работа систем автоматики котла-утилизатора Пр- 224/52-7,6/0,58-503/202. Описана работа регуляторов уровня в контуре высокого и низкого давления, регулятора непрерывной продувки и регулятора температуры конденсата на входе в бак низкого давления.
В результате проведенного конструктивного расчета для котла-утилизатора Пр-224/52- 7,6/0,58-503/202 необходима дымовая труба внутренним диаметром 5,5 м и высотой 45 м.
В проекте предусмотрены мероприятия по технике безопасности, охране труда, электро- и противопожарной безопасности. Выявлены главные источники токсичных продуктов горения
на проектируемой ПГУ.
В экономической части сравниваются текущие и капитальные затраты у рассматриваемых двух вариантов блоков ПГУ. Капитальные затраты первого варианта меньше чем второго, так сравнивается блок ПГУ состоящий из отечественного оборудования с блоком ПГУ из зарубежных аналогов. Текущие затраты первого варианта также меньше, чем у второго, так как зарубежная турбина потребляет большее количество газа, являющегося основной статьей затрат на эксплуатацию. Следовательно, экономически выгоднее первый вариант
