Главный корпус пылеугольной и газомазутной ТЭЦ по серийному проекту 67-68. Этот проект разработан для установки теплофикационных турбин разного типа мощностью 50 и 100 тыс. кВт и котлов паропроизводительностью от 320 до 480 т/ч. Компоновка принята по аналогии с КЭС по проекту 67-68 - с параллельным сомкнутым расположением машинного, бункерно-деаэраторного и котельного отделений; при пылеугольном топливе предусматривается стальная этажерка пролетом 6,65 м, расположенная в котельном отделении (рис. 3.16 и 3.17); на встроенную этажерку выносятся бункера пыли со шнеками и питателями, а также часть трубопроводов. При газомазутной ТЭЦ выполняется однопролетная деаэраторная этажерка (рис. 3.18).

Машинный зал выполняется с подвалом. В машинном отделении устанавливаются два мостовых крана грузоподъемностью по 125/20 т, и два в котельном - по 50/10 т. Конструктивное решение главного корпуса ТЭЦ 67-68 аналогично решению ГРЭС 67-68. Продольный шаг конструкций 12 м. Железобетонные конструкции каркаса ТЭЦ унифицированы с предусмотренными в проекте КЭС. Изменение высоты и пролета котельной достигается заменой нескольких элементов колонн и фермы.

Технико-экономические показатели главного корпуса ТЭЦ по серийному проекту 67-68 при пылеугольном и газомазутном топливе приведены в табл. 3.9. Показатели даны для ТЭС с малым количеством турбоагрегатов, а следовательно, для главного корпуса небольшой длины. Поэтому на удельные показатели в значительной мере оказали влияние торцы здания и свободные пролеты для размещения общестанционного оборудования и монтажных площадок. Так, например, в главном корпусе ТЭЦ мощностью 400 МВт удельный строительный объем по сравнению с ТЭЦ мощностью 150 МВт при одинаковых единичных мощностях турбоагрегатов и котлов уменьшается на 16-20%.

Применение малогабаритных котлов, укрупнение оборудования и упрощение технологических схем позволили значительно упростить здание и по сравнению с традиционным многопролетным зданием свести к минимуму типоразмеры строительных конструкций. Весь главный корпус набирается из пяти типов строительно-технологических секций.

Каркас главного корпуса - стальной, для стен и кровельного покрытия приняты панели из профилированного стального листа и эффективного утеплителя - минераловатных плит для стен и пенополистирола для кровли. Для увеличения жесткости поперечника узел сопряжения колонн с фермой принят рамным.

Опыт проектирования и строительства Ростовской ТЭЦ-2 свидетельствует о том, что несмотря на достигнутые высокие технико-экономические показатели, имеются резервы для их улучшения. Проработка показала целесообразность поперечной установки турбоагрегатов ПТ-80, Т-100 и Р-50 в здании пролетом 57 м при шаге технологической ячейки 24 м. В таком здании можно устанавливать также турбоагрегаты ПТ-135, Р-100 и Т-175 при продольном расположении в ячейке шириной соответственно 36, 36 и 48 м с малогабаритными котлами паропроизводительностью 800 т/ч.

Однопролетный главный корпус можно сооружать и для ТЭЦ, работающих на твердом топливе. При этом к ряду Б главного корпуса следует пристраивать бункерную этажерку пролетом 12 м. Таким образом достигается унификация компоновки главного корпуса с малогабаритными котлами для всех видов топлива. Технико-экономические показатели главного корпуса Ростовской ТЭЦ-2 в сопоставлении с другими типами ТЭЦ приведены в табл. 3.10.

В проекте предусматривается блокировка главного корпуса со вспомогательными зданиями, в частности со зданием водогрейных котлов, химводоочисткой, центральными ремонтными мастерскими и некоторыми служебно-бытовыми помещениями. Для размещения вспомогательных помещений главный корпус удлиняется в основном поперечнике, принятом для энергетической части (рис. 3.21). При этом энергетическая часть главного корпуса располагается по одну сторону условного постоянного торца, а вспомогательные помещения - по другую. Блокировка главного корпуса со вспомогательными помещениями сокращает длину коммуникаций на площадке, уменьшает территорию промплощадки, и в результате сокращаются расход материалов и стоимость строительства.

Наряду с единым поперечником для энергетической части и вспомогательных помещений возможна компоновка, при которой вспомогательные помещения размещаются в пристройке к главному корпусу с необходимыми габаритами. Такое решение позволяет уменьшить строительный объем, но увеличивает количество типоразмеров конструкций.

Технико-экономические показатели по главному корпусу Таллинской ТЭЦ-2 без учета пролетов, занятых вспомогательными помещениями, даны в табл. 3.10.

Главный корпус газомазутной ТЭЦ ЗИГМ. В основу серийного проекта главного корпуса ТЭЦ ЗИГМ (ТЭЦ заводского изготовления, газомазутная) положен принцип многократного применения строительно-технологических секций высокой заводской готовности в любых сочетаниях. Строительно-технологические секции разработаны в расчете на установку турбин типов ПТ-60, ПТ-135, Т-100, Т-175, Р-50, Р-100. Рабочие чертежи разработаны для секций с турбинами ПТ-60 и Т-100, с газомазутными котлами БКЗ-420-140 и типовыми секциями постоянного и временного торца (рис. 3.22).

Ширина всех секций, кроме секции временного торца, 24 м, ширина секции временного торца 12 м. Проект ТЭЦ предусматривает максимальное укрупнение узлов в полностью подготовленные к монтажу блоки, в состав которых входят оборудование, трубопроводы, подогнанная и испытанная арматура. Головным объектом, на котором применен серийный проект, являлась Минская ТЭЦ-4.

Здание главного корпуса запроектировано без подвала. В машинном отделении принята сплошная монолитная железобетонная плита толщиной 0,5 м (силовой пол), бетонируемая по песчаной подготовке. Каркас принят стальным, кровельное покрытие - из панелей с профилированным стальным листом, стены - из керамзитобетонных панелей. Основным конструктивным отличием проекта ТЭЦ ЗИГМ от ТЭЦ 67-68, Таллинской ТЭЦ-2 и других является встройка деаэраторного отделения в котельную в отличие от обычно выполняемой деаэраторной этажерки с рамными узлами. Принцип секционности и агрегатирования, принятый в этом проекте, может быть заложен и в другие компоновки ТЭЦ. Технико-экономические показатели главного корпуса ТЭЦ ЗИГМ даны в табл. 3.10

Главный корпус пылеугольной ТЭЦЗИТТ. По аналогии с проектом ТЭЦ ЗИГМ в основу серийного проекта ТЭЦ ЗИТТ (ТЭЦ заводского изготовления, на твердом топливе) положен принцип многократного применения строительно-технологических секций. Следует отметить, что разработка проекта ТЭЦ ЗИТТ осложняется различием физико-химических свойств углей и связанной с этим необходимостью применения котлов различных типов, отличающихся схемами пылеприготовления и пылеулавливания, а также отсутствием унифицированных решений котлов.

В качестве основного оборудования приняты унифицированный газоплотный котел БКЗ-420-140 паропроизводительностью 420 т/ч в двух модификациях с твердым и жидким шлакоудалением и турбины ПТ-80, ПТ-135, Т-110, Т-175, Р-50 и Р-100. Для обеспечения ремонтов котлов принята ширина ячейки 30 м. Для турбин ПТ-135, Т-175 и Р-100 используется дубль-блочная схема котлов. Длина строительно-технологических секций в проекте ТЭЦ ЗИТТ составляет (м):

Поперечный разрез главного корпуса ТЭЦ ЗИТТ приведен на рис. 3.23.

Главный корпус газомазутной ТЭЦ с блоками 250 МВт. В главном корпусе Киевской ТЭЦ-6 устанавливаются турбоагрегаты Т-250/300-240-2 и энергетические котлы паропроизводительностью 1000 т/ч. Машинное отделение пролетом 54 м обслуживается двумя кранами грузоподъемностью 125/20 т. Конденсационный пол поднят на 4,5 м по отношению к полу котельного отделения (рис. 3.24). Деаэраторное отделение размещается на этажерке между машинным и котельным отделениями. На отметках 0,00; 4,5 и 9,3 м размещены кабельные помещения и помещения распределительных устройств. На отметке обслуживания размещаются блочные и центральный щиты управления. Технологические трубопроводы прокладываются на отметке 18,9 м. Деаэраторы и кондиционеры устанавливаются на отметке 26,1 м.

Котельное отделение обслуживается двумя мостовыми кранами грузоподъемностью 50/10 т. Дымососное отделение располагается за наружной стеной котельного отделения. Тягодутьевое оборудование обслуживается полу-козловым краном грузоподъемностью 30/5 т.

В проекте Киевской ТЭЦ-6 каркас выполнен из брусковых конструкций, стеновые и кровельные панели - из профилированного стального листа. Технико-экономические показатели даны в табл. 3.11.

В сопоставляемых проектах приняты котлы с камерной топкой за исключением проекта Ростовской ТЭЦ-2, где используются малогабаритные котлы, что Является характерной особенностью данного проекта. В проекте Ростовской ТЭЦ-2 принята продольная установка турбоагрегатов в отличие от модернизированного проекта, где принята поперечная установка и длина технологической секции уменьшается с 36 до 24 м.

Учитывая, что сопоставляемые проекты выполнены с некоторыми различиями в исходных данных, не вытекающими из специфики данного проекта, в табл. ЗЛО помимо натуральных показателей по реальным проектам даны показатели, приведенные к сопоставимым условиям. Во всех проектах (кроме Ростовских ТЭЦ) приняты одинаковыми высота котельного и машинного отделений, стеновые ограждения - из керамзитобетонных панелей, щелевой фонарь, стальные конструкции - из низколегированной стали и др. Во всех главных корпусах принят металлический каркас. Для оценки влияния конструктивной схемы на массу каркаса в таблице приведена масса стального каркаса (колонны, ригели, распорки и связи по колоннам) для всех сопоставляемых проектов. Наибольшую массу каркаса имеет ТЭЦ ЗИГМ, что объясняется устройством встроенной деаэраторной этажерки, не входящей в состав каркаса и не участвующей в создании жесткости каркаса. Как следует из табл. 3.10, наиболее экономичными проектами являются проекты модернизации Ростовской ТЭЦ-2 и Таллинской ТЭЦ-2.

Уфимский государственный авиационный технический университет

Кафедра Злектромеханики

ТЭЦ 380МВт. Электрическая часть

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по « Электроэнергетике »

402.206.261.000. П 3

(обозначение документа)

Уфимский государственный авиационный технический университет

Кафедра факультет

на курсовое проектирование по _________________________

на тему__________________

выдано ___________

__________________

_________________________________________________________________

(ф., и., о.,)

Срок выполнения __________________

Руководитель ________________________

Аннотация

Введение 4

Выбор двух вариантов структурных схем 7

Выбор основного оборудования 9

Выбор генераторов 9

Выбор блочных трансформаторов 10

Выбор числа и мощности трансформаторов связи... 13

4Перетоки мощностей 19

Расчет количества линий 20

Выбор схем распределительных устройств 22

Технико-экономическое сравнение вариантов 24

Схемы питания собственных нужд 28

Расчет токов короткого замыкания 31

ЮВыбор выключателей и разъединителей. Выбор токоограничивающих

реакторов 49

10.1.1 Выбор выключателей в цепях РУ-ПОкВ 50

10.1.2Выбор выключателей в цепях РУ-10 кВ 51

10.1.З Выбор выключателей на отходящие линии с РУ-10 кВ 53

ЮААВыбор выключателей в системе собственных нужд 56

10.2.1 Выбор разъединителей в цепях РУ-ПОкВ 57

10.2.2 Выбор разъединителей в цепях ру-10 кВ 58

11 Выбор трансформаторов тока инапряжения 61

11.1 Выбор трансформаторов тока 61

11.2 Выбор трансформаторов напряжения 64

12 Выбор токоведущих частей 68

Выбор ограничителей перенапряжения 75

Выбор конструкции распределительных устройств 76

Заключение 79

Список используемой литературы

Приложение

АННОТАЦИЯ

В данном курсовом проекте разработана теплоэлектроцентраль ТЭЦ-380 МВт. Произведен выбор двух вариантов структурных схем, выбор генераторов, расчет и выбор блочных трансформаторов и трансформаторов связи. Произведен расчет количества линий. Выбраны схемы распределительных устройств. Для выявления наиболее оптимального варианта проведено технико-экономическое сравнение двух вариантов. Разработана схема питания собственных нужд. Рассчитаны токи короткого замыкания. Выбраны выключатели, разъединители, трансформаторы тока и напряжения. Произведен выбор токоведущих частей, ограничителей

перенапряжения, конструкции распределительных устройств.

1.Введение

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям.

Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве. Энергетика обеспечивает бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики.

Энергетическая промышленность является частью топливно-энергетической промышленности и неразрывно связана с другой составляющей этого гигантского хозяйственного комплекса - топливной промышленностью. одновременно находятся у источников топливных ресурсов.

Для более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала, электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется, из единого центра, оснащенного электронно-вычислительной техникой.

Энергосистема, - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра. ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно.

Объективной особенностью продукции электроэнергетики является

невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной

задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии.

ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кет объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на Зх уровнях: межрегиональном (ИДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему.

Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки электросистемы за счет "перекачки" избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на. запад. К удобствам ЕЭС можно таксисе отнести и возможность размещения электростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз

дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат. Если бы ЕЭС не сугцествоеало, то понадобилось бы 15 млн. кВт дополнительных мощностей.

Российская энергосистема обоснованно считается одной из самых наделсных в мире. За 35 лет эксплуатации системы в России в отличие от США(1965, 1977) и Канады (1989) не произошло ни одного глобального нарушения электроснабжения.

На сегодняшний день вырабатывание мощностей втрое превышает ввод новых. Может создаться такая ситуация, что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехватка электроэнергии, производство которой невозможно будет нарастить еще по крайней мере в течение 4-6 лет.

Правительство пытается решить проблему с разных сторон: одновременно идет акционирование отрасли (51% акций остается у государства), привлечение иностранных инвестиций, начала внедряться подпрограмма по снижению энергоемкости производства. В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:

Снижение энергоемкости производства, за счет внедрения новых технологий.

Сохранение единой энергосистемы России.

Повышение коэффициента используемой мощности электростанций.

Полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые целы, возможный отказ от клиринга.

Для решения всех этих мер принята правительственная программа "Топливо и энергия". Насколько эта программа, будет выполняться, покажет время.

2 СОСТАВЛЕНИЕ ДВУХ ВАРИАНТОВ СТРУКТУРНЫХ СХЕМ

В соответствии с заданием составляют 2 варианта структурных схем станций, чтобы в дальнейшем проведя технико-экономическое сравнение двух вариантов, выбрать наиболее лучший вариант. На рис. 3.1 и рис. 3.2 представлены структурные схемы станций.

Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходят через трёхобмоточные трансформаторы имеющие согласно НТП, РПН.

Связь с энергосистемой производится через РУВН 110 кВ.

Во втором варианте проектируемой станции устанавливаем два генератора, мощностью 63 МВт каждый, работающие на шины генераторного напряжения. И устанавливаем два блока генератор-трансформатор мощностью генератора 220 МВт, и 63 МВт которые работает на шины высокого напряжения 110 кВ.

Связь между распределительными устройствами различных напряжений происходит также как и в первом варианте через два параллельно работающих трансформатора имеющих РПН.

3 Выбор основного оборудования

3.1 Выбор генераторов

ТЗВ-110-2ЕУЗ

Турбогенератор с тройным водяным охлаждением.. Номинальная мощность 110 МВт. Имеет два полюса, принадлежит к единой унифицированной серии, предназначен для работы в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной циркуляцией.

ТВФ-63-2УЗ

Турбогенератор с тройным водяным охлаждением.. Номинальная мощность 63 МВт. Имеет два полюса, предназначен в районах с умеренным климатом, в закрытых помещениях с естественной циркуляцией.

3.2.1 Выбор блочных трансформаторов для первого варианта Для выбора блочных трансформаторов необходимо соблюдать условия:

1) U нвн ≥ U уст

U шн = U r

S HT > S 6

Определяем реактивную мощность генератора Q нг , MB Ар:

где Р нг - номинальная мощность генератора, МВт. Паспортные данные. cos ф 2 , - коэффициент мощности генератора.

Расход активной и реактивной мощности на собственные нужды Р сн ,

где п% - процентный расход на собственные нужды, зависит от вида топлива и мощности генератора. [ 5. С. 433 ]

Теперь подсчитаем мощность проходящую через блочный трансформатор

По данной мощности не подходит ни один трансформатор, следовательно трансформатор будет работать с 90%-ной нагрузкой.

По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ125/110 1)125 кВ> 110 кВ

115 кВ> 110 кВ

10,5 = 10,5

Для генератора ТЗв-63-2

Воспользовавшись формулой (1) определяем реактивную мощность

генератора:

Определим расход активной и реактивной мощности на собственные нужды по формулам (3,2), (3,3):

Рассчитаем мощность, проходящую через трансформатор по формуле (3.4)

По заданным условиям подходит трансформатор типа: ТДЦ- 80/110

1) 121 кВ> 110кВ

2)10,5 кВ = 10,5 кВ

3)80 MBA > 73,6 MBA

3.3 Выбор числа и мощности трансформаторов связи

3.3.1 Выбор числа и мощности трансформаторов связи для первого в арианта

Согласно НТП на ТЭЦ должно устанавливаться два параллельно работающих трансформатора связи с РПН имеющих мощность, достаточную для выдачи в энергосистему избыточной мощности с шин ГРУ в период минимума нагрузок.

Выбор трёхобмоточных трансформаторов связи. При выборе трёхобмоточных трансформаторов связи необходимо соблюдать следующие условия:

Определяем суммарную активную мощность собственных нужд на ГРУ

где Р нггр у - суммарная активная мощность генераторов работающих на ГРУ, МВт.

Найдём суммарную реактивную мощность генераторов работающих на шины \

Определим суммарную реактивную мощность собственных нужд на ГРУ

Найдём минимальную потребляемую активную и реактивную энергию с шинГРУ Р ттгру! МВт и Q mmjpy , MBAp :

Рассчитаем мощность проходящую через трансформаторы S m , MB А:

Выберем трансформатор типа: ТРДЦН- 125000/110

115кВ>110кВ

11кВ>10кВ

125 МВА> 86,96МВА

Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах: 1) Автоматическое отключение одного из трансформаторов с 40% пепегрузкой второго:

1,4 S нт > S т

S m , MBA :

где Р тахгру - максимальная, активная мощность, потребляемая с шин ГРУ.

2) Аварийное отключение одного из генераторов на ГРУ при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения: 2 S > S т

Рассчитаем активную и реактивную мощность двух генераторов работающих на шине

По второму аварийному режиму трансформатор подходит

S m , MBA :

Выберем трансформатор типа: ТРДЦН-63000/110

1) 115 кВ> 110 кВ

10,5 кВ = 10,5 кВ

63 MB A > 50,324

Выбранный трансформатор необходимо проверить в двух режимах. 1) Автоматическое отключение одного из трансформаторов с 40% пеегрузкой второго:

Рассчитаем максимальную реактивную мощность потребляемую с шин

Определяем нагрузку на трансформатор S m , MBA :

88,2 MB " A >65,5 MBA

Трансформатор по первому аварийному режиму подходит.

2) Аварийное отключение одного из генераторов при максимальной нагрузке на шинах генераторного и среднего напряжения:

Рассчитаем реактивную мощность одного генератора работающего на шины ГРУ Q нггру , MB Ар:

Рассчитаем нагрузку на трансформаторе S m , MBA :

63 MBA > 16,332 MBA

По второму аварийному режиму трансформатор подходит Принимаем трансформатор связи для второго варианта схем типа: ТРЛН 63000/110

Таблица 2.2-Технические данные трансформаторов

Трансформаторы серии ТДЦ: трехфазные, охлаждение масляное с дутьем с принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители.

Трансформаторы серии ТРДЦН: трехфазные;с расщепленной обмоткой; охлаждение масляно-водяное с дутьем и с принудительной циркуляцией масла; трехобмоточные, выполнение одной из обмоток с устройством регулирования под напряжением (РПН);

4. ПЕРЕТОКИ МОЩНОСТЕЙ

От редакции: Последнее время все больше внимания уделяется возрастающей роли угля в топливно-энергетическом балансе России

От редакции: Последнее время все больше внимания уделяется возрастающей роли угля в топливно-энергетическом балансе России. Рассматриваются как варианты по переводу на угольное топливо существующих энергообъектов, так и проекты нового строительства. Один из таких проектов, позволяющий снизить топливные затраты в себестоимости тепловой и электрической энергии в негазифицированных регионах и первоначально представленный на страницах журнала «Теплоэнергоэффективные технологии», предлагается Вашему вниманию.

Проект мини-ТЭЦ на твердом топливе

В.З. Салов, председатель научно-технического совета,
А.А. Шмидт, инженер, О.Р. Зорина, секретарь научно-технического совета,
ОАО «СевЗап НТЦ», г. Санкт-Петербург

Введение

Система энергоснабжения территорий Северо-Западного региона резко различается по зонам размещения производительных сил, экономическому развитию и климатическим условиям. С одной стороны, это могут быть густонаселенные районы с высокоразвитой промышленностью, а с другой - малонаселенные неосвоенные зоны с громадными энергоресурсами, но со слаборазвитой инфраструктурой, отсутствием транспортных связей и слабой энергообеспеченностью, со сложными климатическими условиями (продолжительным отопительным периодом и расчетными температурами ниже -40 ОС, вечной мерзлотой и т.п.).

Ив первом, и во втором случае развитие «малой» энергетики является очевидным и необходимым фактором развития региона. В первом случае «малая» энергетика должна повысить надежность обеспечения электроэнергией и теплом промышленных и социальных потребителей в случае временного отсутствия возможностей в покрытии нагрузок у энергоснабжающих предприятий на период их модернизации и расширения.

В развитой части Северо-Западного региона наиболее эффективным может быть перевод значительной части котельных в мини-ТЭЦ, либо строительство автономных локальных комбинированных энергоисточников на базе газопоршневых двигателей внутреннего сгорания с учетом того, что основным топливом здесь остается газ. Следует отметить, что и с точки зрения объемов электропотребления, и с точки зрения круглогодичного комбинированного производства электроэнергии на основе тепла наиболее востребованными являются электрические мощности 1-2 МВт.

В диапазоне мощностей до 3,5-4 МВт, по зарубежным данным, более эффективными (с меньшей удельной стоимостью и меньшими

эксплуатационными затратами) по сравнению с газовыми турбинами являются газопоршневые двигатели. Они обладают рядом достоинств:

□ возможность работы на газе низкого и среднего давления;

□ выгодное соотношение электрической и тепловой мощности;

□ более высокий (в 2,5-3 раза) ресурс до капитального ремонта;

□ короткие сроки строительства и ввода в эксплуатацию (6-12 мес.);

□ более экономичная работа в режиме частичной разгрузки (при снижении мощности установки до 50% снижение КПД газовой турбины составляет 20%, а газового двигателя - 10%).

На газопоршневых электростанциях себестоимость производства электроэнергии составляет 45-65 коп./кВт.ч, а тепловой - 270-300 руб./Гкал (данные по г. Москве, 2005-2006 гг.).

Выбор оборудования для газопоршневой станции зависит от конкретных условий и, в первую очередь, от цены поставляемого оборудования. С сожалением следует отметить, что отечественное оборудование пока неконкурентоспособно: оно уступает зарубежным аналогам по габаритам, весовым и экологическим показателям. Технические характеристики зарубежных газопоршневых или дизельных электростанций очень близки, поэтому при их приобретении следует обратить особое внимание на гарантийные обязательства, их выполнение (учесть опыт эксплуатации в России оборудования различных поставщиков) и запчасти, необходимые для ремонтов.

В настоящее время самыми распространенными энергоисточниками локальной «малой» энергетики являются поршневые двигатели дизельных электростанций. Основная проблема их эксплуатации - топливо. Стоимость дизельного топлива с транспортными расходами составляет 23-25 тыс. руб./т. Доставка производится в основном по «зимнику» или в летнее время - вертолетами, что делает его еще дороже. В это же время стоимость угля с транспортными расходами составляет 1,5-2 тыс. руб./т, т.е. значительно меньше.

С учетом разницы в калорийности видов топлива (дизельное - 11000 ккал/кг, уголь -5500 ккал/кг), на выработку единицы тепловой энергии потребуется в 2 раза больше угля, чем дизельного топлива, но при этом стоимость ее будет во много раз ниже. Для замещения 30 тыс. т дизельного топлива потребуется 60 тыс. т твердого топлива. На закупку дизельного топлива ежегодно тратится 720 млн руб., а на уголь потребуется только 105 млн руб.

Особенности проекта

Представленные выше предпосылки позволили специалистам ОАО «СевЗап НТЦ» выполнить инициативную разработку технических предложений на угольную станцию мощностью 6 МВт по электроэнергии и 10 МВт по теплу. В работе принята закрытая система теплоснабжения с температурным графиком 115/70 ОС. С учетом собственных нужд мини-ТЭЦ ее электрическая и тепловая мощность должны составлять 6,6 и 12 МВт соответственно.

Мощность ТЭЦ, сочетание тепловых и электрических нагрузок, а также стремление к минимизации капиталовложений и сроков строительства потребовали от разработчиков проекта:

□ ориентироваться на использование отечественного оборудования;

□ выбирать оборудование на параметры пара 3,92 МПа и 440 ОС;

□ использовать турбины с конденсатором и регулятором промежуточного отбора пара при давлении 0,5 МПа;

□ с учетом ограничений по водоснабжению использовать вентиляторные градирни.

В результате анализа рынка было выбрано следующее оборудование российских производителей:

□ первый турбоагрегат - типа П-6-3,4/1,0 мощностью 6 МВт;

□ второй турбоагрегат - типа П-1,5-40/8 КР с заменой генератора МСК 1875-1500 наТК-1,5-2УЗ с напряжением 6,3 кВ;

□ два котла Е-25-39 (КЕ-25-39-400) производительностью 25 т/ч с параметрами 3,92 МПа, 440 ОС.

Тепловая система ТЭЦ (рисунок) не представляет сложности и выполнена с поперечными связями по всем основным потокам. Для резервирования любой из турбин при аварийной

ситуации предусмотрена установка РОУ 40/10 производительностью 20 т/ч.

Подогрев сетевой воды предусматривается в сетевых подогревателях типа ПСВ-63 паром с давлением 7 МПа для уменьшения требуемой поверхности нагрева. Для исключения отрицательного баланса деаэратора предусмотрена установка охладителя конденсата бойлеров.

В состав теплофикационной установки входят два подогревателя, два охладителя конденсата, три сетевых насоса производительностью по 180 м3/ч и напором 50 м вод. ст. Подпитка теплосети обеспечивается исходной водой с обработкой комплексонами.

В зоне размещения угольной станции расположена существующая дизель-электростанция мощностью 5 МВт, которая выводится в резерв, что позволяет не предусматривать резервирование котла Е-25.

Мини-ТЭЦ может работать на угле со следующими характеристиками:

□ теплотворная способность - 6000 ккал/кг;

□ зольность - 17,9%;

□ выход летучих - 5,04%;

□ влажность - 17%.

Максимальный расход топлива при КПД котлов 85% составляет 6,4 т/ч.

Доставка топлива будет обеспечиваться автомобильным транспортом. Следует отметить, что автомобильная транспортировка угля экономически оправдана при дальности транспортировки до 10 км.

ООО «ПриволжскНИПИнефть» ведущий проектный институт, выполняющий полный комплекс изыскательских, проектных и экспертных работ в области теплоэнергетике, проектов строительства тепловых электрических централей ТЭЦ и тепловых электрических станций ТЭС.

ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет широкий спектр проектных, изыскательских и научно-методических работ. Использование современных и авторских программных продуктов, методик, приборов и оборудования дают возможность разрабатывать и успешно согласовывать многовариантные проекты любой сложности.

Многолетний опыт работы ООО «ПриволжскНИПИнефть» позволяет разрабатывать проектные решения, учитывающие экологические и экономические аспекты при строительстве наземной инфраструктуры ТЭЦ (мини-ТЭЦ) и ТЭС.

Наши заказчики высоко оценивают качество выполненных работ и высокий профессионализм сотрудников института.

Основные направления проектно-изыскательских работ в области теплоэнегетического проектирования являются:
Проектирование тепловых электрических централей ТЭЦ и тепловых электрических станций ТЭС, в том числе и газотурбинных мини-ТЭЦ на месторождениях нефти и газа.

ТЭЦ предназначены для автономного и бесперебойного энергоснабжения предприятий различных отраслей промышленности и объектов ЖКХ.

Наибольшей эффективностью, надежностью и универсальностью отличаются установки на основе газовых (газопоршневых) двигателей. Это вызвано, прежде всего, современными требованиями к экологической чистоте окружающей среды, а также к снижению эксплуатационных расходов на органическое топливо и доступностью его использования. Газовые двигатели используются для работы в составе генераторных установок, предназначенных для постоянной и периодической работы (снятие пиковых нагрузок) с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла (когенерация). Кроме того, они могут использоваться для обеспечения работы абсорбционных холодильных установок (тригенерация) в системах кондиционирования. Подробнее…

Основными достоинствами мини-ТЭЦ являются:
комбинирование процесса производства электроэнергии и тепла;
низкая стоимость единицы тепловой и электрической мощности;
качество и бесперебойность энергоснабжения;
соответствие европейским экологическим стандартам;
максимальная заводская готовность при поставке в контейнерном исполнении;
отсутствие необходимости строительства специального здания;
мобильность (возможен демонтаж энергоблока и перевозка его на другой объект);
интеграция генерирующего оборудования в энергосистему Заказчика;
модульная схема и наличие специальной автоматики позволяют реализовать поэтапное увеличение генерируемых мощностей;
низкий срок окупаемости и большой ресурс энергоблока.

Выполняем комплексное проектирование объектов тепловой энергетики (ТЭС), электросетевого хозяйства, автономных источников тепло- и электроснабжения при новом строительстве, модернизации и реконструкции энергоблоков действующих энергообъектов.

Основные этапы работ:
Сбор исходных данных
технические условия и подключение к сетям
инженерно-геологические изыскания
инженерно-топографическая съемка
технические условия на оборудование
обследование и обмерные работы (при расширении и реконструкции объекта)
технические условия на авто и ж/д дороги

Выбор и компоновка оборудования
, ГРЭС, электрических сетей и подстанций - разработка предложений и рабочей документации
генплан и транспорт
сводный план инженерных коммуникаций
планы, фасады и разрезы зданий и сооружений с поузловой разбивкой
конструкторская документация
расстановка и обвязка оборудования
тепловые схемы, схемы газоснабжения и химводоподготовки;
инженерные коммуникации (водоснабжение/водоотведение, отопление/вентиляция, электротехническое и гидротехническое хозяйство, АСУТП)
разработка локальных, объектных смет и сводно-сметного расчета
Согласование и экспертиза проектной документации
Получение разрешения на строительство
Авторский надзор
_______________________________________

1.1.4. Правила распространяются на:
наружные газопроводы поселений, включая межпоселковые;
наружные (внутриплощадочные), внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства), промышленных, сельскохозяйственных и других производств;
наружные и внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) тепловых электрических станций (ТЭС), в том числе внутриплощадочные газопроводы с давлением газа свыше 1,2 МПа к газотурбинным и парогазовым установкам, пункты подготовки газа, включая блоки редуцирования и компремирования, очистки, осушки, подогрева и дожимающие компрессорные станции;

2.1.6. Требования настоящих Правил распространяются на газопроводы и сооружения на них:

высокого давления I-а категории свыше 1,2 МПа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;

высокого давления II категории свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;

среднего давления III категории свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;

2.1.14. Экспертизе промышленной безопасности подлежат проекты:
схем газоснабжения республик, краев, областей, районов, городских и сельских поселений;
газораспределительных газопроводов, в том числе защиты газопроводов от электрохимической коррозии;
автоматизации технологических процессов распределения газа в поселениях;
систем газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных, включая системы автоматики безопасности и регулирования процессами горения газа.

3.1.6. Утвержденная и согласованная проектная документация до начала строительства, реконструкции и технического перевооружения систем газораспределения и газопотребления, а также заключение экспертизы промышленной безопасности представляется в территориальный орган Госгортехнадзора России.

Заключения экспертизы промышленной безопасности рассматриваются и утверждаются территориальным органом Госгортехнадзора России в установленном порядке на:

городские наружные и межпоселковые газопроводы;

схемы (системы) газораспределения поселений;

наружные и внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных (систем газопотребления).

4.3. К опасным производственным объектам относятся газораспределительная сеть поселений, сеть распределительная межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых осуществляется одной газораспределительной организацией, а также объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной организацией за исключением отмеченных в п. 1.1.4., использующие газ в виде топлива.

4.6. Регистрация опасного производственного объекта системы газопотребления промышленных производств, тепловых электрических станций, районных тепловых станций и котельных в территориальных органах Госгортехнадзора России осуществляется на основании их идентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки объекта в эксплуатацию.

7. Особые требования взрывобезопасности при эксплуатации систем газоснабжения тепловых электрических станций (ТЭС) и котельных

7.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов тепловых электрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.

7.2. На каждой тепловой электрической станции, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования (технических устройств).

7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и утвержденным в установленном порядке.

Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического управления.

7.4. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны выполняться:

осмотр технического состояния (обход);

проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ);

проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов;

проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной);

проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);

проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации;

очистка фильтров;

техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования;

техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии;

включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

текущий ремонт;

проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;

капитальный ремонт;

отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).

7.5. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП, внутренних газопроводов котельной и котлов, 1 раза в мес. для надземных газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов.

При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа не допускается.

7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонта оборудования.

Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, а предохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, при превышении рабочего давления не более чем на 25%.

При настройке и проверке параметров срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ГРП.

7.7. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3 суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла.

7.8. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте завода-изготовителя.

7.9. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену.

При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.

7.10. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.

При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.

7.11. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

К проведению технического обслуживания могут привлекаться сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполнения этих работ.

7.12. До начала работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала, ГРП) на загазованность с отметкой в наряде-допуске.

7.13. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться:

проверка хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или мыльной эмульсией;

проверка герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами;

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, прибором или мыльной эмульсией;

осмотр, при необходимости очистка фильтра;

проверка сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;

продувка импульсных линий приборов средств измерений, предохранительно-запорных и регулирующих клапанов;

проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазка трущихся частей, подтяжка сальников арматуры, при необходимости их очистка.

7.14. При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться:

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной эмульсией;

подтяжка сальников арматуры, при необходимости очистка;

продувка импульсных линий приборов средств измерений.

7.15. При отключении газового оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки на газопроводах-отводах к ним.

7.16. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

7.17. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность.

При концентрации газа в помещении, превышающей 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени, работы должны быть приостановлены.

После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ - на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормами.

Испытания должны проводиться персоналом, выполнившим ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала станции. Результаты испытаний оформляются актом.

7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.19. При текущем ремонте надземных газопроводов производится:

устранение прогиба, выпучивания, замена и восстановление креплений, опор;

разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры) не обеспечивающей герметичность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;

окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);

проверка герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе).

7.20. При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться:

очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;

разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов с притиркой уплотняющих поверхностей;

проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности их корпусов;

проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверка исправности и ремонт приводного устройства;

при сервисном обслуживании газовой арматуры заводом-изготовителем сроки и объемы работ определяются техническими условиями на изготовление арматуры.

7.21. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.

7.22. Техническая диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.23. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования может быть назначен по результатам технической диагностики.

Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству.

Капитальный ремонт внутренних газопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).

7.24. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.

Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.

7.25. В системах газоснабжения следует применять стальную арматуру не ниже класса «В» по герметичности.

Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом.

Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котла, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и имеющих соответствующие разрешение на применение и сертификат.

7.26. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должны оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

на вводе в ГРП;

на вводе в регуляторный зал и на выходе из него (при наличии двух и более залов);

на входе и выходе линии редуцирования газа, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более).

7.27. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП, должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:

для котлов с поперечными связями со щита управления одного из котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);

для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из блочных щитов управления (БЩУ);

для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с блочных щитов управления (БЩУ).

7.28. В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещения узлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ; МЩУ ГРП и на входе в помещения.

7.29. В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:

давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК);

перепада давления на фильтрах очистки газа;

температуры и расхода газа;

температуры воздуха и загазованности в помещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.30. На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ, относящихся к ГРП, должны находиться:

ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей арматуры;

ключ-переключатель выбора места управления запорной и регулирующей арматурой;

светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений;

приборы, показывающие давление газа на входе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования газа;

приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;

приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.

7.31. На отводе газопровода к котлу внутри здания должна предусматриваться установка двух отключающих устройств. Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом; второе с электроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла.

7.32. На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочного агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).

При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан не обязателен.

7.33. На газопроводе перед каждой горелкой котла последовательно должны устанавливаться два ПЗК.

При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотлового предохранительного запорного клапана не обязательна.

Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) и трубопровода безопасности между ними, при условии установки общекотлового предохранительного запорного клапана.

Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки обслуживания управления горелок, а также вручную по месту.

7.34. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического обоснования.

Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии установки блока непрерывного питания.

7.35. Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига, и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.

Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться от стационарно установленного индивидуального защитно-запального устройства (ЗЗУ).

7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом.

7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:

в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;

перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;

перед местом установки заглушек на газопроводе котла;

перед ПЗК котла;

перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);

с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

7.39. На котле должно предусматриваться измерение:

давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;

перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом);

перепада давления между воздухом в «теплом ящике» и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

разрежения или давления дымовых газов вверху топки;

давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством.

7.40. Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

7.40.1. На отключение подачи газа в случаях:

невоспламенение факела первой растапливаемой горелки;

погасание факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);

отключение всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключение всех дутьевых вентиляторов;

отключение всех регенеративных воздухоподогревателей;

понижение давления газа после РК ниже заданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

одного из двух дымососов;

одного из двух дутьевых вентиляторов;

одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

7.41. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не допускающими:

открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;

включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), «теплого ящика» и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;

открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора;

подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;

открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой.

7.42. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;

понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом в «теплом ящике» и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

наличие факела на горелке котла;

наличие факела ЗЗУ горелки;

наличие общего факела в топке котла;

срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;

загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.43. Выполнение блокировок и защит действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителем или по нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.

7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию.

7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, при необходимости Планом взаимодействия служб различных ведомств.

Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.

7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС, с учетом специфики проводимых работ.

7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятии пробы для анализа на содержание горючего газа.

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовке, а после капитального ремонта на газопроводе (сварочных работ) после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.49. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовке, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.

7.50. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитно-запальным устройствам горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.

7.51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоне, превышающей 300 мг/м куб., работы должны выполняться в шланговых противогазах.

7.52. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы продувка газопроводов сжатым воздухом не допускается.

7.53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования.

7.54. Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:

необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией;

неисправности или отказе;

периодической проверки по графику.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического руководителя станции или лица, его заменяющего.

7.55. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска не допускается.

7.56. Перед пуском котла (ремонт, резерв более 3 суток) проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательного оборудования, средств измерений и дистанционного управления, регуляторов, а также работоспособность защит, блокировок, сигнализации, средств оповещения и оперативной связи, проведена проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с возведением на исполнительные механизмы.

При простое котла менее 3 суток проверке подлежат только средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт.

Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на останов котла, розжиг котла не допускается.

7.57. Пуск газа в газопровод котла после консервации или ремонта должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.

7.58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.

7.59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла, включая ПЗК котла и горелок.

При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств растопка котла не допускается.

7.60. Непосредственно перед растопкой котла и после его останова топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы («теплый ящик»), должны быть провентилированы с включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее 10 мин при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% от номинального.

7.61. Вентиляция котлов работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

7.62. Растопка котлов должна производиться при работающих дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).

7.63. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.

7.64. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должна быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям настоящих Правил, после чего растопка котла может быть возобновлена на другой горелке.

Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должна быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.

Повторный ее розжиг возможен после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

7.65. При погасании во время растопки всех включенных горелок должна быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям настоящих Правил.

Повторная растопка котла должна производиться после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.

7.66. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации.

При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации систем газоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующим работе котла.

7.67. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок каркаса или колонн котла, обрушении обмуровки;

пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления, входящих в схему защиты котла;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контольно-измерительных приборах;

разрушения газопровода котла.

7.68. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности.

При необходимости следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требований Правил.

7.69. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а при необходимости и на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.

По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.

7.70. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе, при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должен проводиться с помощью приборов со щитов управления котло-турбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах.

7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано.

7.73. Резервная редуцирующая нитка в ГРП должна быть в постоянной готовности к работе.

Подача газа к котлам по обводному газопроводу (байпасу) ГРП, не имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается.

8.1.1. При проектировании систем газоснабжения ГТУ или ПГУ, средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил, а также нормативно-технических документов, учитывающих, условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

8.1.3. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:
подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;

пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС), газотурбинную редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;

наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

блоки отключающей арматуры газовых турбин;

внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

8.1.4. На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к магистральному газопроводу.

8.1.20. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.

8.1.23. Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПГУ и работы ГТУ или ПГУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.

Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.

8.1.24. На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).

8.1.34. Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок его, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.

8.1.52. Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).

8.1.57. При разработке генерального плана ТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.

8.3.16. В проектах ГТУ и ПГУ должна определяться оценка воздействия на окружающую среду концентраций вредных веществ (выбросов), производимых при эксплуатации оборудования ТЭС в целом с учетом организованных и неорганизованных выбросов, включая внутристанционное газовое хозяйство.

На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду в пределах, соответствующих нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.
8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию

8.4.1. Строительство систем газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ должно осуществляться в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами.

8.4.2. При размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и более дополнительно должны быть выполнены требования:

8.4.3. При строительстве газопроводов на ТЭС в сейсмических районах должны учитываться требования соответствующих строительных норм и правил, утвержденных в установленном порядке.

8.4.4. При размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов дополнительно должны быть выполнены требования:

8.4.5. При приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов ТЭС с ПГУ и ПГУ должно быть обеспечено соблюдение требований, установленных настоящими Правилами.

8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ И ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:
осмотр технического состояния оборудования (обход);
проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ;
проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ;
контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения;
проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;
проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации;
очистка фильтров;
проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;
техническое обслуживание;
текущий ремонт;
проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;
техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;
капитальный ремонт.

8.5.5. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования, а также нормативно-технических документов, учитывающих, условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

8.6.3. В системе газоснабжения газовой турбины, работающей в составе ГТУ или ПГУ с котлами-утилизаторами и теплообменными аппаратами, должно быть обеспечено измерение:
общего расхода газа на ТЭС;
расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;
давления газа на входе в ППГ;
температуры газа на входе в ППГ;
перепада давления газа на каждом фильтре;
давления газа на входе в узел стабилизации давления (УСД) и выходе из него;
давления газа на выходе из каждой редуцирующей нитки УСД (ГРП);
давления газа до и после каждого дожимающего компрессора (ступени);
уровня жидкости в аппарате блоков очистки газа;
загазованности воздуха в помещениях ППГ, в застойных зонах машинного зала, где размещены ГТУ, и помещениях, в котором установлены котлы-утилизаторы или теплообменные аппараты;
давления газа перед стопорным клапаном и за регулирующим клапаном газовой турбины, а также за регулирующим клапаном и перед горелками котла-утилизатора;
температуры газа после холодильника;

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.

ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) — предприятие, основная функция которого заключается в выпуске электричества и тепловой энергии , а также снабжении ими населения и прилегающих объектов промышленности.

Специфической особенностью теплоэлектростанции является теплофикация — использование тепла двигателей электрогенераторов.

Оборудование ТЭЦ составляют теплофикационные турбины, предназначенных для единовременного получения тепловой и электрической энергии. Теплофикационные турбины, используемые на ТЭЦ, бывают нескольких типов:

• Типа Т, теплофикационные с отопительным отбором пара;
• Типа Р, с противодавлением, без регулируемого отбора пара;
• Типа ПТ, теплофикационные с производственным и отопительным отборами пара.

Более современное смешанное производство минимизирует потери топлива при производстве энергии. Это выгодно отличает ТЭЦ от предприятий, в которых выработка электричества происходит раздельно, например ГРЭС, а также и от котельных установок, применяющих только тепловую энергию.

На ранних этапах строительства ТЭЦ топливом для выработки энергии служил уголь. Реконструкции ТЭЦ , проведенные впоследствии, позволили использовать природный газ, в качестве наиболее экологического вида топлива.

В ходе эксплуатации ТЭЦ проявляется ярко выраженная сезонность. Период подачи отопления станции используется по тепловому графику. Их основная задача – удерживать температуру воды при любых погодных условиях. В период, когда отборы для теплофикации отключены, например, в теплое время года, ТЭЦ эксплуатируются для выработки электроэнергии.

Строительство любого предприятия, в том числе и теплоэлектростанции должно быть финансово обосновано. В крупных населенных пунктах, в которых проживает не менее ста тысяч человек или в моногородах, основанных на базе крупного промышленного предприятия, возведение ТЭЦ имеет смысл.

Проектирование ТЭЦ

Проектирование любой ТЭЦ осуществляется в соответствии с утвержденными нормами технологического проектирования тепловых электрических станций.

Особое значение при создании проекта имеет разработка компонентов главного корпуса теплоэлектростанции.

Проект строительства ТЭЦ включает в себя следующие этапы:

1. Всесторонний анализ объекта, требований заказчика и разработка наиболее оптимального технико-экономического решения;
2. Разработка монтажных и пусконаладочных работ;
3. Разработка охранных систем (сигнализация и автоматическое пожаротушение);
4. Организация сдачи объектов в эксплуатацию;
5. Согласование документации с надзорными органами;
6. Подбор технологического оборудования в соответствии с техзаданием;
7. Разработка систем автоматизации;
8. Реконструкция или модернизация уже существующих ТЭЦ.

Отдельно стоит отметить проектирование канала охлаждения ТЭЦ . Система охлаждения может работать с помощью естественных или искусственных водоемов.

При использовании природных резервуаров процесс охлаждения воды происходит в озере или системе озер естественного происхождения. При выводе огромного количества тепла к уже существующему водоему пристраивается несколько рукотворных, соединяющихся каналами и водосливами, для последовательного прохождения воды.

Иногда для создания канала охлаждения сооружаются специальные бассейны или запруды. Их используют, когда требуется вывод тепла в небольшом количестве. Искусственные бассейны представляют собой резервуары состоящие из железобетона прямоугольной или круглой формы. При проектировании каналов охлаждения всегда учитывается необходимость разместить резервуары в углублении. При строительстве бассейнов большое внимание уделяется их стойкости, безопасности и абсолютной водонепроницаемости.

Искусственные водоемы нечасто используются при проектировании каналов охлаждения из-за их значительной стоимости и большой площади размещения.

Комбинированные каналы охлаждения, состоящие из искусственных водохранилищ на реках, совмещают в себе функции регулятора стока и охладителя.

Принципы реконструкции и модернизации ТЭЦ

Реконструкция ТЭЦ необходима для усовершенствования цикла термодинамики и снижения расхода топливных ресурсов. Она всегда ориентирована на улучшение производительности, повышение мощности и на разработку максимально эффективных способов эксплуатации оборудования. Для этого необходим анализ рентабельности вложений в покупку нового, более современного оборудования. Приобретенное и установленное в ходе реконструкции оборудование должно быть не менее экономичным, чем существующие современные энергоблоки.

Необходима тщательная оценка рынка потребления электро- и тепловой энергии для правильного подбора технологии реконструкции на основе всех существующих новейших разработок.

Наилучший вариант как модернизации, так и реконструкции всегда определяется с учетом реалий существующего предприятия с обязательным обоснованием финансовой эффективности вложенных инвестиций.

Мини-ТЭЦ

Проблема энергоснабжения давно уже стала основной не только в России, но и во всем мире. В настоящее время принята концепция разработки и возведения Мини-ТЭЦ. Мини-ТЭЦ выполняют те же функции выработки энергии, что и ТЭЦ к которым мы уже давно привыкли.

К неоспоримым достоинствам Мини-ТЭЦ можно отнести:

1. Возможность расположения Мини-ТЭЦ в непосредственной близости от энергопотребителей, а значит уменьшение потерь и сокращение расходов на доставку энергии;
2. Создание альтернативы электроснабжающим организациям;
3. Возможность обеспечить электроэнергией удаленные предприятия;
4. Выше проектный срок службы и интервалы техобслуживания;
5. Капитальные затраты на возведение и срок окупаемости Мини-ТЭЦ значительно ниже обычной ТЭЦ.

Таким образом, проектирование небольших станций дает возможность подключить объекты к энергосети в обход энергетических монополий, а также в том случае когда электросети в месте установки отсутствуют.

Также нужно учесть тот факт, что цена полученной электроэнергии для конечного потребителя не будет зависеть от непрерывного повышения тарифов энергогигантов.

При сравнении Мини-ТЭЦ с котельными можно отметить, что станции обладают на порядок большей продуктивностью, а также наличием дополнительных функций. Автоматизация Мини-ТЭЦ превосходит даже современные котельные, построенные с учетом всех новейших конструкторских разработок.

Модификации Мини-ТЭЦ

• Отличия в видах Мини-ТЭЦ заключается в используемом для выработки энергии топливе.
• Станции, сконструированные на основе дизельных двигателей внутреннего сгорания;
• Производительные станции, оснащенные газопоршневым или газотурбинным оборудованием;
• Станции, использующие в качестве топлива древесные отходы;
• Многочисленные разновидности станций, работающих на биотопливе.

Отдельно можно отметить новейшую разработку в сфере конструирования теплоэлектростанций на основе двигателя Стирлинга — Микро ТЭЦ. Такие ТЭЦ служат для потребителей, не нуждающихся в большом количестве энергии. Топливом для Микро ТЭЦ служат пеллеты — гранулы, состоящие из древесных отходов, торфа или лузги подсолнечника.

Проектирование Мини-ТЭЦ

На начальном этапе разработки и конструирования Мини-ТЭЦ определяются цели строительства и исследуются существующие ограничения для их достижения. На основе целей производится выбор электрогенерирующего оборудования.

В проектной документации к Мини-ТЭЦ подробно описывается разработка всех необходимых систем, таких как:

• Системы автоматизации централизованного оперативного контроля и мониторинга за функционированием Мини-ТЭЦ;
• Системы программных и аппаратных средства для контроля инженерного оборудования;
• Интегрированные охранные системы и системы пожарной безопасности.

В технической документации к типовому проекту станции устанавливаются правила организации подключения к электросетям. Подготавливается установка резервных источников бесперебойного питания.

Большое внимание уделяется разработке раздела по охране окружающей среды. Планируются возможные совместные мероприятия с комитетом по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям.

В настоящий момент ведется разработка проектов Мини-ТЭЦ, использующих для выпуска энергии бытовые отходы. Ведутся исследования по возможности использования в качестве топлива отходов жизнедеятельности.

Как мы видим, Мини-ТЭЦ имеют множество преимуществ . Они выгодны с инвестиционной точки зрения, так как вложения в разработку и строительство окупаются в течение нескольких лет. Они расширяют возможности производства энергии вблизи небольших городов и промышленных объектов.

Нельзя не отметить, что использование альтернативных источников топлива значительно экономит топливно-энергетические ресурсы и снижает экологическую нагрузку.

Таким образом, появление Мини-ТЭЦ не заменяет, но гармонично дополняет и расширяет возможности применения теплоэлектростанций.

Обзор ТЭЦ Екатеринбурга и Свердловской области

Тепло Екатеринбургу обеспечивают три ТЭЦ: Свердловская ТЭЦ, Ново-Свердловская ТЭЦ и недавно построенная Академическая ТЭЦ.

1. Академическая ТЭЦ

Академическая ТЭЦ в Екатеринбурге является проектом КЭС – Холдинга и одним из самых значимых инвестиционных проектов в энергетике Екатеринбурга. Первый камень при строительстве ТЭЦ был заложен в феврале 2014 года. Расчетный период ввода в эксплуатацию был намечен на конец 2017 года, но состоялся в 2016 году.

По проекту мощность тепловой энергии – 393 гигакаллорий в час, мощность по электроэнергии – 230 МВт.

Благодаря значительным инвестициям (12 миллиардов рублей) были применены новейшие парогазовые технологии в производстве электроэнергии. Это позволит обеспечить максимальную эффективность при незначительном воздействии на экологию прилегающих районов города.

Проект строительства можно назвать социальным, так как причиной постройки ТЭЦ явилось значительное расширение районов города, в частности при строительстве района «Академический». ТЭЦ способна обеспечить энергией несколько районов Екатеринбурга, в том числе более двухсот школ и трех сотен детских садов.

1. Свердловская ТЭЦ

Старейшей теплоэлектростанцией в Свердловской области по праву считается Свердловская ТЭЦ. Ее возведение в 1930 году позволило обеспечить Уралмаш необходимой энергией. От скорости строительства ТЭЦ напрямую зависела скорость возведения Уралмаша. Сборка оборудования была абсолютно невозможна без тепла и света.

Свердловская ТЭЦ по сей день располагается в пределах территории завода и является самой крупной по вырабатываемой тепловой мощности в Свердловском филиале. Территория ТЭЦ занимает 28 гектар, на которых вырабатывается 1430 гигакаллорий в час, а также 36 МВт электроэнергии.

Весь центр Екатеринбурга, в том числе и районы Заречный, Сортировка, обеспечиваются теплом от Свердловской ТЭЦ.

1. Новосвердловская ТЭЦ

Новосвердловская ТЭЦ, также называемая ТЭЦ-2, находится в 12 километрах от города Екатеринбург. До постройки Академической ТЭЦ она была мощнейшей и, в то же время, самой молодой станцией в области. Запуск и введение в эксплуатацию в 1982 году и дальнейшая реконструкция в 2001 и 2005 годах позволила добиться мощности в 560 МВт и 886 Гкал/час.

Подача электричества и тепловой энергии, вырабатываемой на основе природного газа, осуществляется как в Екатеринбург, так и в находящийся рядом город Березовский.

В районе промзоны Новосвердловской ТЭЦ находится оздоровительный комплекс «Чистые пруды ». Это турбаза, расположенная неподалеку от нескольких озер, пользуется популярностью у жителей Екатеринбурга.

На территории Свердловской области введено в эксплуатацию и действует и поныне несколько ТЭЦ. Это новая Синарская ТЭЦ, расположенная в Каменск-Уральске, а также старейшие Красногорская, Первоуральская и Богословская теплоэлектростанции, запущенные на волне подъема промышленности в предвоенные годы.

1. Красногорская ТЭЦ

Грандиозная индустриализация, проходящая в СССР в 30-х годах привела к появлению многих промышленных предприятий, в том числе и Красногорской ТЭЦ. К концу Великой Отечественной войны она стала самой мощной ТЭЦ в стране и во многом поспособствовала победе над гитлеровской Германией. ТЭЦ была спроектирована для работы с углем, но реконструкция, проведенная в 1966 году, позволила перевести станцию на использование природного газа.

На данный момент Красногорская ТЭЦ обслуживает население в 100 тысяч человек, а также промышленные предприятия города Каменск-Уральский. Название произошло от деревни, находящейся вблизи начинающегося строительства.

Показатели мощности Красногорской ТЭЦ: электрическая мощность – 121 МВт, тепловая мощность — 1006 гигакаллорий в час.

1. Первоуральская ТЭЦ

В проекте станция возникла в пятидесятых годах прошлого века. Изначально Первоуральская ТЭЦ планировалась к использованию в качестве котельной для Новотрубного завода. В настоящий период она выделилась в самостоятельную единицу, и гарантирует подачу отопления и горячей воды в жилые дома города Первоуральска, а также поселков Талица и Магнитка.

Первоуральская ТЭЦ всегда была в числе предприятий, внедряющих передовые достижения науки. В ходе модернизации оборудования в 1967 году было произведено переоборудование котлов для использования природного газа. В девяностые годы станция вновь стала лидером инновации в энергетической сфере и впервые в стране внедрила противоточное умягчения воды, работающее полностью автономно. Это позволило освободить работников от трудозатратных видов работ и значительно улучшило состав воды.

1. Богословская ТЭЦ

Богословская ТЭЦ занимает важную нишу в энергетике Свердловской области. Она обеспечивает энергией и теплом город Краснотурьинск, а также Богословский алюминиевый завод, являющийся одним из крупнейших в данной отрасли.

ТЭЦ бесперебойно снабжает энергией город и население с 1951 года. В двухтысячных годах была проведена значительная модернизация оборудования и реконструкция здания ТЭЦ .

Жизнь, как и электроэнергетика не стоит на месте. Зарождаются новые проекты современных, высокотехнологичных ТЭЦ. Лучшим примером для этого может быть Северо-Западная ТЭЦ , построенная в Санкт-Петербурге. Станция первая в стране использует оборудование нового поколения с парогазовым бинарным циклом. Такая технология отличается высокой экономичностью и низкими экологическими издержками.

Модернизируются и возводятся новые энергоблоки на уже запущенных станциях. Два новых энергоблока вскоре будут запущены на Казанской ТЭЦ -1. Тендер на строительство выиграл екатеринбургский «Уралэнергострой». Строительство и пусконаладочные работы по объекту должны быть завершены к концу 2017 года.