ПЗ Тушангалиев

Содержание
Введение
3
1. Описание объекта исследования
4
2. Сравнительный анализ когенерационных технологий
7
3. Анализ показателей работы котельной за 2018 год с выбором
требуемой установленной мощности газопоршневой установки
11
4. Тепловой расчет тепловой схемы паровой котельной c утилизацией
теплоты от газопоршневой установки
22
5. Компоновочные решения газопоршневой электростанции
28
6. Специальная часть проекта
34
7. Охрана труда
38
8. Расчет технико-экономических показателей
59
Заключение
63
Список использованных источников
64
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм. Лист
Разраб.
Провер.
№ докум.
Подпись Дата
Лит.
Тушангалиев
З.А.
Глухов С.В
Т.Контр.
Н. Контр.
Исаченко В.В.
Утверд.
Глухов С.В.
Внедрение газопоршневой
установки на промышленном
предприятии
Лист
Листов
БПОУ ОО ОПЭК
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
2
Введение
В настоящее время перед большинством стран, в частности, и перед
РФ, особенно остро стоит задача экономии топливно-энергетических
ресурсов (ТЭР). Это, прежде всего, связано с уменьшением запасов
органического
топлива
и,
соответственно,
резким
увеличением
его
стоимости, что приводит к нарушению и перебоям снабжения отдельных
регионов и потребителей топливом, тепловой и электрической энергией. Одним из реальных направлений решения сложившейся проблемы является
развитие малой энергетики. Большим потенциалом здесь обладает процесс
совместной выработки электрической и тепловой энергии – когенерация,
которая, помимо всего прочего, создает возможность для развития всей
экономики страны.
Реконструкция и перевод действующих котельных в мини-ТЭЦ
(электрической мощностью до 50 МВт), расположенных в непосредственной
близости от конечного потребителя, дает возможность вырабатывать
электрическую и тепловую энергию, как на собственные нужды, так и
получать дополнительную прибыль от ее реализации в энергосистему.
Одним из способов перевода котельных в мини-ТЭЦ является
внедрение газопоршневых агрегатов с переводом котельных на работу в
пиковый режим работы.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
3
1 Описание объекта исследования
В
качестве
рассматривается
объекта
исследования
в
производственно-отопительная
дипломном
котельная
проекте
ООО
«Теплогенерирующий комплекс» расположенная по адресу: 30 Северная,
65/1.
Приведем краткую характеристику котельной.
Котельная расположена в центральном административном округе
г. Омска и обеспечивает тепловой энергией потребителей
п. Амурский
(зона действия котельной представлена на рис. 1).
Рисунок 1 − Зона действия котельной ООО «ТГКом» по ул. 30
Северная, 65/1.
К основному оборудования котельной относятся паровые котлы марки
ДЕ-10/14 – 3 шт (год установки - 1990 г.) паропроизводительностью 10 т/ч с
давлением пара 1,4 МПа (тепловая мощность - 5,7 Гкал/ч) и марки ДЕ-25/14
– 2 шт (год установки – 1995г. и 1996 г.) паропроизводительностью 25 т/ч с
давлением пара 1,4 МПа (тепловая мощность - 14,26 Гкал/ч). Установленная
тепловая мощность котельной 45,3 Гкал/ч (в т.ч собственные нужды
котельной – 2,97 Гкал/ч) Тепловая мощность нетто 31,01 Гкал/ч, число
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
4
часов работы котельной – 1644 часа, основное топливо - природный газ
(резервное - мазут), максимальный часовой расход топлива 3,17 тут,
годовой расход – 12,99 тыс тут, годовой отпуск тепловой энергии с
коллекторов котельной всего – 76,56 тыс Гкал.
1.1 Описание тепловой схемы котельной.
Тепловая схема котельной представлена в прил. 1 к дипломному
проекту.
Описание тепловой схемы:
Исходная вода по двум вводам проходит через узел учета после чего
поступает после чего разделяется на два потока: 1 поток - насосами
исходной воды №16 (К 20/30 – 2 шт) и № 22 (1,5К-6 – 1шт) подается в
подогреватель исходной воды №19, 2 поток – подается в водоводяной
подогреватель №20, откуда насосами исходной воды №5 (К 45/30 – 1 шт) и
№6 (К 20/30 – 1 шт) подается в подогреватель исходной воды №12. Первый
поток исходной воды из ПИВ №19 подается на фильтры ХВО (4 шт), откуда
химически очищенная вода поступает в подогреватель химическиочищеннов воды (ПХОВ) и далее направляется в атмосферный деаэратор
№8(ДА-15/10). Второй поток исходной воды из ПИВ №12 поступает на
фильтры ХВО (5 шт) откуда через охладитель выпара №21 поступает в
направляется в атмосферный деаэратор №7(ДА-50/10). После деаэраторов
№7 и №8 деаэрированная вода поступает на коллектор деаэраированной
воды откуда направляется на подпитку теплосети с помощью насосов №15
(К 45/30 – 2 шт) и на питание паровых котлов с помощью насосов №13 и
№14 (ЦНСГ-60/198-1 шт и ЦНСГ-38/198-1 шт). Подпиточная вода через
регулятор подпитки направляется на всасывающий патрубок сетевых
насосов №9(Д 630/90), №10 (Д500/63) и №17 (Д320/50- 2 шт). Питательная
вода через экономайзеры котлов №3 и №4 направляется в барабан откуда
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
5
образующийся пар поступает на паровую гребенку. С паровой гребенки пар
поступает на обогрев мазутных емкостей, баню, деаэрацию, ПХОВ, ПИВ
(№12) и группу сетевых подогревателей (№11 и №23). Конденсат после
подогревателей возвращается в деаэраторы.
Обратная сетевая вода
последовательно проходит группу сетевых подогревателей после чего по
подающей тепломагистрали направляется к потребителям.
1.2 Технические характеристик водоподготовительной установки котельной
1. Производительность ВПУ (проектная) 72 м3/ч обеспечивается
ФИПа1-1,0-0,6-Na (2 шт)
2. Располагаемая производительность ВПУ 60 м3/ч
3. Собственные нужды 0,9 м3/ч
4. Количество баков аккумуляторов 1
5. Емкость баков аккумуляторов 60 м3
6 Расчетная подпитка тепловой сети 10 м3/ч
6.1 в т.ч. нормативные утечки 7 м3/ч
6.2.максимальная подпитка тепловой сети в период повреждения
участка 40 м3/ч
7.Резерв ВПУ 50 м3/ч
1.3 Описание подключенной тепловой нагрузки.
Тепловая нагрузка потребителей обеспечивается от котельной с
центральным графиком качественного регулирования 130/70 °С.
Расчетные тепловые нагрузки составляют:
1) Тепловая нагрузка на отопление – 23,07 Гкал/ч;
2) Тепловая нагрузка на вентиляцию – 0,37 Гкал/ч;
3) Тепловая нагрузка на ГВС – 2,24 Гкал/ч.
2 Сравнительный анализ когенерационных технологий
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
6
Когенерация — это технология комбинированной выработки энергии,
позволяющая резко увеличить экономическую эффективность использования
топлива, так как при этом в одном процессе производятся два вида энергии
—
электрическая
и
тепловая.
Наибольший
экономический
эффект
когенерации может быть достигнут только при оптимальном использовании
обоих видов энергии на месте их потребления. В этом случае бросовая
энергия (тепло выхлопных газов и систем охлаждения агрегатов, приводящих
в движение электрогенераторы, или излишнее давление в трубопроводах)
может быть использована по прямому назначению. Утилизируемое тепло
может быть также использовано в абсорбционных машинах для производства
холода (тригенерация). Существуют три основных типа когенераторных
установок (КУ): энергоблоки на базе двигателей внутреннего сгорания
(ГПА), газотурбинные установки (ГТУ) и парогазовые установки (ПГУ).
Система когенерации (или мини-ТЭС) состоит из четырех основных частей:
пер- вичный двигатель, электрогенератор, система утилизации тепла, система
контроля и управления. В зависимости от существующих требований в
качестве первичного двигателя могут использоваться поршневой двигатель,
газовая турбина, паровая турбина и комбинация паровой и газовой турбин. В
будущем это также могут быть двигатель Стирлинга или топливные
элементы.
Мини-ТЭС обладают рядом достоинств, но отметим основные:
— малые потери при транспортировке тепловой и электрической
энергии
по
сравнению
с
системами
централизованного
тепло
и
электроснабжения;
— автономность функционирования и возможность реализации в
энергосистему излишков вырабатываемой электроэнергии;
— улучшение экономических показателей существующих котельных за
счет выработки в них кроме тепловой и электрической энергии;
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
7
— повышение надежности теплоснабжения за счет собственного
источника электроэнергии;
— более низкая себестоимость тепловой и электрической энергии по
сравнению с централизованными источниками энергии.
Двигатели внутреннего сгорания (ГПА)
ГПА — традиционные дизельные электростанции, использующиеся в
качестве
резервных
источников
электроэнергии.
При
оснащении
теплообменником или котлом-утилизатором они становятся мини-ТЭС.
Бросовое тепло выхлопных газов, систем охлаждения и смазки двигателя
идет на отопление и горячее водоснабжение. В механическую работу
преобразуется треть энергии топлива. Остальная ее часть превращается в
тепловую энергию. Кроме дизельных двигателей используются также
газовые и газодизельные двигатели внутреннего сгорания. Газовый двигатель
может быть оборудован несколькими карбюраторами, что дает возможность
работать на нескольких сортах газа. Газодизельные агрегаты одновременно с
газом потребляют до 1,5% дизтоплива, а в аварийном режиме плавно
переходят
с
газа
на
дизтопливо.
Дизельные
когенераторы
более
предпочтительны в негазифицированных районах из-за более высокой, по
сравнению с газом, стоимости нефтяного топлива. В качестве горючего
могут быть также использованы биогаз, газы мусорных свалок, продукты
пиролиза, что значительно повышает эффективность их использования на
фермах, мусороперерабатывающих заводах, очистных сооружениях. ГПА с
воспламенением
от
искры
имеют
наилучшее
соотношение
«расход
топлива/энергия» и наиболее эффективны при мощностях от 0,03 до 5–6
МВт. ГПА с воспламенением от сжатия (дизеля) работают в диапазоне
мощностей от 0,2 до 20 МВт. ГПА работают в двух основных режимах:
— номинальный режим — режим максимальной нагрузки и скорости в
течение 24 час. в сутки на протяжении года с остановкой на плановое
обслуживание; работа с перегрузкой в 10% возможна в течении 2-х час. в
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
8
сутки;
— резервный режим — круглосуточная работа без перегрузки в период
простоя основного источника энергии.
Достоинства и особенности применения ГПА:
— наиболее низкий уровень выбросов окислов азота, который можно
устранить полностью при работе ДВС на богатой смеси с последующим
дожиганием продуктов сгорания в котле;
— более высокий, по сравнению с ГТУ, ресурс работы, достигающий
150–200 тыс.час;
— наиболее низкий уровень капитальных затрат и эксплуатационных
расходов на производство энергии;
— простота перехода с одного вида топлива на другой. ГПА не
рекомендуется
применять
при
потребности
в
получении
большого
количества теплоносителя с температурой более 110 С, при большой
потребляемой мощности, а также при ограниченном числе пусков.
Рисунок 2. Принципиальная тепловая схема ГПА мини-ТЭС
Газотурбинные установки (ГТУ)
ГТУ могут быть разделены на две основные части — газогенератор и
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
9
силовую турбину, размещенные в одном корпусе. Газогенератор включает в
себя
турбокомпрессор
и
камеру
сгорания,
в
которых
создается
высокотемпературный поток газа, воздействующий на лопатки силовой
турбины. Тепловая производительность обеспечивается утилизацией тепла
выхлопных газов с помощью теплообменника, водогрейного или парового
котла-утилизатора. ГТУ предусматривают работу на двух видах топлива —
жидком и газообразном. Постоянная работа производится на газе, а в
резервном (аварийном) режиме происходит автоматический переход на
дизельное топливо. Оптимальный режим работы ГТУ — комбинированная
выработка тепловой и электрической энергии. ГТУ производят гораздо
большее количество тепловой энергии, чем газопоршневые агрегаты, и могут
работать как в базовом режиме, так и для покрытия пиковых нагрузок.
Принцип работы ГТУ
Атмосферный
воздух
через
входное
устройство
КВОУ
(комбинированное воздухообрабатывающее устройство) (6) поступает в
компрессор
(1),
где
сжимается
и
направляется
в
регенеративный
воздухоподогреватель (7), а затем через воздухораспределительный клапан
(5) в камеру сгорания (2). В камере сгорания в потоке воздуха сжигается
топливо, поступающее через форсунки. Горячие газы поступают на лопатки
газовой турбины (3), где тепловая энергия потока превращается в
механическую энергию вращения ротора турбины. Мощность, полученная на
валу
турбины,
используется
для
привода
компрессора
(1)
и
электрогенератора (4), который вырабатывает электроэнергию. Горячие газы
после регенератора (7) поступают в водогрейный котел — утилизатор (8), а
потом уходят в дымовую трубу (13). Сетевая вода, подаваемая сетевыми
насосами (12), нагревается в водогрейном котле-утилизаторе (8) и пиковом
котле (10) и направляется в центральный тепловой пункт (ЦТП).
Подключение потребителей к ЦТП осуществляется при организации
независимого контура. В качестве топлива используется природный газ. При
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
10
аварийном прекращении подачи газа оба котла и ГТУ (при частичной
нагрузке) переводятся для работы на сжиженный пропан-бутан (СУГ —
сниженные углеводородные газы).
В зависимости от особенностей потребителей возможны следующие
решения по схемам использования ГТУ:
— выдача электрической мощности в систему на генераторном (6,3 или
10,5 кВ) или повышенном до 110 кВ напряжении;
— выдача тепловой мощности через центральный тепловой пункт
(ЦТП) или через индивидуальные тепловые пункты (ИТП) с полной
гидравлической развязкой сетей ТЭЦ и потребительских сетей;
— работа ГТУ на общие с другими энергоисточниками тепловые сети
или использование ГТУ в качестве автономного источника тепла;
— использование ГТУ как в закрытых, так и в открытых системах
теплоснабжения;
Возможны варианты тепло- и электроснабжения: это или режим
отпуска
электрической
энергии,
или
режим
совместного
отпуска
электрической и тепловой энергии.
Достоинства и особенности применения ГТУ
Газотурбинные
ТЭС
на
базе
ГТУ
обладают
следующими
достоинствами: — высокая надежность: ресурс работы основных узлов
составляет до 150 тыс. час., а ресурс работы до капитального ремонта — 50
тыс. час.;
— коэффициент использования топлива (КИТ) при полной утилизации
тепла достигает 85%;
— экономичность установки: удельный расход условного топлива на
отпуск 1 кВТ электроэнергии составляет 0,2 кг у. т., а на отпуск 1 Гкал тепла
— 0,173 кг у.т.;
— короткий срок окупаемости и небольшие сроки строительства — до
10–12 месяцев (при наличии необходимых согласований и разрешений);
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
11
— низкая стоимость капитальных вложений — не более $600 за
установленный киловатт в пределах площадки ГТУ ТЭС;
— возможность автоматического и дистанционного управления
работой ГТУ, автоматическое диагностирование режимов работы станции;
— возможность ухода от строительства дорогостоящих протяженных
ЛЭП, что особенно важно для России.
Как недостаток следует отметить необходимость дополнительных
расходов на сооружение газокомпрессорной дожимающей станции. ГТУ
требуется газ с давлением 2,5 МПа, а в городских сетях давление газа
составляет 1,2 МПа.
Рисунок 3. Принципиальная тепловая схема ГТУ мини-ТЭС
Парогазовые установки (ПГУ)
На базе небольших паровых турбин можно создавать мини-ТЭС на базе
уже действующих паровых котлов, давление пара на выходе из которых
значительно выше, чем необходимо для промышленных нужд. Давление
понижается с помощью специальных дроссельных устройств, что ведет к
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
12
непроизводительной потере энергии — до 50 кВт на каждую тонну пара.
Установив параллельно дроссельному устройству турбогенератор, можно
получать более дешевую электроэнергию. Реконструкция муниципальных и
промышленных
котельных
поможет
решить
4
основные
задачи
энергосбережения:
— котельные, дающие в сеть свыше 60% тепловой энергии, смогут
дополнительно поставлять дешевую электроэнергию как в пиковом, так и в
базовом режимах;
— снижается себестоимость тепловой энергии;
— уменьшаются потери в электросетях за счет появления на объектах,
обслуживаемых котельной, местных источников электроэнергии;
— существенно снижаются удельные расходы топлива на производство
электроэнергии и тепла;
— существенно снижаются выбросы в атмосферу NO, CO и CO2 за
счет экономии топлива.
Абсорбционные холодильные установки (АХУ)
Системы совместного производства теплоты и электричества работают
эффективно, если используется вся или максимально возможная часть
вырабатываемых энергий. В реальных условиях нагрузка меняется, поэтому
для
эффективного
использования
топлива
необходима
балансировка
соотношения производимой теплоты и электричества. Для покрытия избытка
тепловой энергии в летнее время используется абсорбционная холодильная
установка (АХУ). С помощью комбинации мини-ТЭС и АХУ излишки тепла
в
летнее
время
используются
для
выработки
холода
в
системах
кондиционирования. Горячая вода из замкнутого цикла охлаждения ГПА
служит источником энергии для АХУ.
Такой способ использования первичного источника энергии называется
тригенерацией. Принцип действия абсорбционной холодильной машины
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
13
можно представить следующим образом.
В АХУ имеются два циркуляционных контура, соединенных между
собой. В контуре, содержащем термостатический регулирующий вентиль и
испаритель, происходит испарение жидкого хладоагента (аммиака) за счет
разрежения, создаваемого пароструйным насосом. Вентиль ограничивает
поступление новых порций жидкого аммиака, обеспечивая его полное
испарение, проходящее с поглощением тепла. Образовавшиеся пары аммиака
откачиваются пароструйным насосом: водяной пар, проходя через сопло,
захватывает с собой пары аммиака. Второй контур содержит нагреватель для
поглощения пара и абсорбер, где пары аммиака поглощаются водой.
Обратный процесс (выпаривание аммиака из воды) происходит за счет
утилизационного тепла от ГПА (ГПУ). После этого аммиак конденсируется в
теплообменнике, охлаждаемым наружным воздухом. Приведенная выше
технология реализована в установке «генератор-абсорбер-теплообменник
(GAX)», которая прошла испытания и уже появилась на рынке.
Рисунок 4. Принципиальная схема абсорбционного теплового насоса
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
14
3 Анализ показателей работы котельной за 2018 год с выбором требуемой
установленной мощности газопоршневой установки
3.1 Показатели работы котельной
В табл. 1 представлены данные о потреблении топлива, подпиточной
воды и электроэнергии, а также выработки тепловой энергии за 2018 год
помесячно.
Таблица 1 – Технико-экономические показатели работы котельной за
2018 год.
Месяц
Потребление
природного
газа, нм3
1848776
1524113
1896906
994361
589920
0
0
0
94907
876155
1267246
1751939
Потребление
электроэнергии,
тыс. кВт·ч
963,4
823
323,4
707,9
484,2
0
15,4
21,9
86,8
746,2
829,4
789,1
Выработка
тепловой энергии,
Гкал
15798,69
12997,36
11886,73
8566,83
4982,76
0
0
0
962,42
8203,65
11425,68
15669,00
январь
февраль
март
апрель
май
июнь
Июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
На основе данных табл. 1 произведем расчет среднечасовой
выработки пара и потребления электроэнергии и сведем данные в табл. 2.
Таблица 2 –Показатели среднечасовой выработки тепловой энергии
(пара), в т.ч. потребления электроэнергии котельной за 2018 год.
Месяц
январь
февраль
март
март
апрель
май
Среднечасовое
потребление
электроэнергии
, кВт·ч
1294
1225
435
435
983
651
Среднечасовая выработка
тепловой энергии, Гкал/ч
Среднечасовая
выработка пара, т/ч
21,23
19,34
15,98
15,98
11,90
6,70
34,2
31,2
25,7
25,7
19,2
10,8
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
15
Окончание табл. 2
1
2
0
21
29
121
1003
1152
1060
июнь
июль
август
сентябрь
октябрь
ноябрь
декабрь
3
0,00
0,00
0,00
1,34
11,03
15,87
21,06
4
0,0
0,0
0,0
2,2
17,8
25,6
34,0
3.2 Выбор основного оборудования мини-ТЭЦ на базе газопоршневого
агрегата
В основы выбора оборудования мини-ТЭЦ лежат следующие
операции:
1) Определение энергетических нагрузок объекта.
На этом этапе выполняется анализ характеристик всех отдельных
энергопотребителей объекта, и определяются следующие электрические
характеристики:
Nуст – установленная мощность всех отдельных потребителей;
Nра – расчетная активная мощность;
NPP – расчетная реактивная мощность;
Cos f, tg f – коэффициенты мощности;
Кс – коэффициент спроса;
Ко – коэффициент одновременности.
Тепловые характеристики:
qуст – установленная мощность всех теплопотребителей;
qот – установленная мощность систем отопления;
qвент – установленная мощность систем вентиляции;
qвз – установленная мощность воздушно-тепловых завес;
qГВС – максимальная мощность горячего водоснабжения.
2) Рассчитываются и строятся графики суточного энергопотребления для
рабочих и выходных (праздничных) дней для наружных расчетных
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
16
условий холодного, теплого и переходного периодов года.
В
случае
необходимости,
технологическую
нагрузку,
если
объект
цикличностью,
имеет
специальную
отличающуюся
от
суток,
рассчитываются и строятся графики технологического цикла. Важными
характеристиками графиков являются:
– линия максимальных пиковых нагрузок;
– линия минимальных нагрузок;
– амплитуда колебания от средних значений.
3) На основании суточных (недельных) графиков по функциям
изменения нагрузок в течение года строятся графики круглогодовых
нагрузок
и
рассчитывается годовое потребление энергоресурсов по
отдельным видам потребителей и суммарные – по электроэнергии и теплу:
4) Выбираются базовые расчетные режимы работы МИНИ-ТЭЦ путем
наложения круглогодовых графиков тепловых и электрических нагрузок.
В общем случае таких режимов 4:
– I – максимальных электрических нагрузок с учетом амплитуды
суточных колебаний;
– II – максимальных тепловых нагрузок, также с учетом амплитуды;
– III – минимальных электричес-ких нагрузок;
– IV – минимальных тепловых нагрузок.
5)
Для
режимов
по
п.
4
анализируются
мероприятия
по
энергосбережению и выравниванию неравномерности нагрузок.
В качестве таких мероприятий следует рассмотреть:
– утилизацию теплоты вентиляционных выбросов;
– автоматизацию теплопотребляющих систем с целью исключения
«перетопов»;
–
использования
в
системах
кондиционирования
воздуха
абсорбционных холодильных машин, а в ряде случаев «сухих охладителей»
(dry cooler);
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
17
– частотный электропривод силового оборудования (технология,
насосные, ИТП и др.);
–
энергосберегающие
светильники
внутреннего
и
наружного
освещения;
– аккумулирование тепловых нагрузок (горячее водоснабжение).
В
ряде
случаев
экономически
целесообразно
рассмотреть
использование технологий нетрадиционной, в том числе возобновляемой
энергетики.
При рассмотрении технологичес-ких объектов целесообразно совместно со специалистами рассмотреть энергетику технологических режимов,
сменность работы. С учетом анализа энергосберегающих и выравнивающих
мероприятий строятся скорректированные графики годовых электрических и
тепловых нагрузок, а также расчетные по п. 4.
6) Определяется возможность получения и реализации технических
условий на присоединение внешних энергосистем на частичное покрытие
требуемых нагрузок.
Минимально необходимые нагрузки определяются по мощности
гарантированных потребителей I категории (насосные пожаротушения,
канализационные станции, системы дымоудаления, серверные, лифты,
система отопления и т. п.).
Как правило, величина этих нагрузок по электроэнергии находится в
диапазоне от 5 до 10 % от максимального потребления и от 20 до 40 % – по
теплопотреблению. Оптимальная величина покрытия нагрузок за счет
внешних сетей определяется по графикам расчетного потребления в годовом
режиме и соответствует превышению пиковых нагрузок над базовыми.
В большинстве случаев эта величина составляет 30–60 % от общей
потребности в электроэнергии и 20–50 % – по тепловой.
7) С учетом нагрузок, приходящихся на внешние сети, определяется
нагрузка на МИНИ-ТЭЦ, по которой выбирается количество и мощность
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
18
газопоршневых двигателей.
Учитывая глубину регулирования мощности двигателей (как правило,
50–100 %), минимальная электрическая нагрузка определяет мощность
самого малого из агрегатов.
8) Рассчитывается режим работы МИНИ-ТЭЦ, и строятся суточные и
годовые графики работы двигателей, исходя из того, что МИНИ-ТЭЦ
закладывается
в
базу
энерго-снабжения
объекта
с
максимальным
коэффициентом загрузки.
Покрытие пиковых нагрузок осуществляется за счет внешних сетей.
Определяющим режимом является режим электроснабжения.
Путем
9)
наложения
энергопроизводства по
графиков
энергопотребления
приоритету электроснабжения
и
рассчитываются
величины и продолжительность дефицита (избытка) тепловой мощности
МИНИ-ТЭЦ.
По
этим
характеристикам
подбирается
мощность
пиковых
водогрейных котлов (в периоды дефицита тепла) и градирен для сброса тепла
в периоды его перепроизводства.
10) Разрабатывается принципиальная схема мини-ТЭЦ и выбираются
все основные и вспомогательные элементы рассматриваемых вариантов
установки.
11) Рассчитывается экономическая эффективность вариантов по
методике
дисконтированных
доходов.
с
определением
следующих
показателей:
– чистый дисконтированный доход (ЧДД);
– индекс доходности инвестиций (ИД);
– внутренняя норма доходности (ВНД);
– срок окупаемости капиталовложений динамический (ДРВ) и
статический (РВ).
На основании анализа принимается окончательный вариант МИНИЛист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
19
ТЭЦ, который реализуется в рабочую документацию.
Рассмотрим техническую характеристику газопоршневых агрегатов,
выпускаемых GE JENBACHER (см. табл.3) и АО «Барнаултрансмаш» (табл. 4) .
Таблица 3 – Технические характеристики газопоршневых агрегатов,
GE JENBACHER
№
п/п
Модель
1
2
3
4
J208
J312
J316
J320
Мощность
электрич.,
кВт
Мощность
тепловая,
кВт
Тип
генератора
КПД
электр.
342
635
851
1067
371
791
1081
1241
0,4 кВ
0,4 кВ
0,4 кВ, 6,3
кВ, 10,5 кВ
41,5
39,5
40,4
40,9
Расход
газа,
нм3
164
220
274
Таблица 4 –Технические характеристики газопоршневых агрегатов,
АО «Барнаултрансмаш»
№
п/п
Модель
1
МТП
100/150
МТП
200/300
МТП
415/400
2
3
Как следует из табл. 2
Мощность
электрич.,
кВт
100
200
250
100
Расход
газа,
нм3/ч
35
200
70
250
80
Мощность
тепловая,
кВт
среднечасовое потребление электрической
энергии на собственные нужды котельной не превышает 1,3 МВт, поэтому к
установке предлагается два газопоршневых агрегата GE JENBACHER
марки J312 электрической мощностью 635 кВт и тепловой мощностью 791
кВт, общий вид которого представлен на рис. 5.
Рисунок 5 – Общий вид газопоршневой установки GE JENBACHER
марки J312
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
20
В табл. 5 сведем технические характеристики GE JENBACHER J312.
Таблица 5 – Технические характеристики газопоршневого агрегата GE
JENBACHER J312
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
Параметр
Значение
Постоянная мощность, кВт
Тепловая мощность, кВт
Электрический КПД, %
Тепловой КПД, %
Общий КПД, %
Напряжение, В
Номинальная частота, Гц
Расход газа при 100% нагрузки, м3/ч
Емкость смазочной системы, л
Система запуска
Уровень шума, дБ/7м
Температура выхлопных газов, С
Ресурс двигателя до первого кап.ремонта,
моточасов
Расчетный срок эксплуатации, моточасов
Давление газа, мбар
Габаритные размеры открытого исполнения
(ДхШхВ), мм
Вес установки, кг
Межсервисный интервал,ч
526
634
39,48
47.63
87.11
400/230
50
140
230
электрический стартер
постоянного тока
95
500
60000
24000
80-200
4700 х 1800 х 2300
8000
800
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
21
4 Тепловой расчет тепловой схемы паровой котельной c утилизацией
теплоты от газопоршневой установки
Исходные данные для расчета приведены в табл. 2 и 3.
Таблица 2  Исходные данные для расчета тепловой схемы паровой
котельной.
№ п/п
Наименование
Обозначение
Величина
Ед.измер-я
1
Расход тепла на ГВС
Qгвс
2,24
Гкал/ч
2
Расход пара на производство
Dпр
0,5
т/ч
3
Процент возврата конденсата
Pпр
15
%
4
Расход тепла на отопление
Qот
23,07
Гкал/ч
5
Расход тепла на вентиляцию
Qвент
0,37
Гкал/ч
Температура теплоносителя в
прямой линии теплосети
Температура теплоносителя в
обратной линии теплосети
Температура возвращаемого
конденсата
Тип присоединенных систем
ГВС
Утилизируемая теплота от
ГПУ
Температура утилизируюшей
жидкости после ГПУ
Температура утилизируюшей
жидкости перед ГПУ
1
130
°С
2
70
°С
tпр
40
°С
6
7
8
9
10
11
12
закрытые
Qут
1,090
Гкал/ч
T1
110
°С
T2
80
°С
Таблица 3  Дополнительные исходные данные для примера расчета
тепловой схемы котельной.
№
п/п
1
2
3
4
5
Наименование
Обозн-е
Величина
Теплоемкость воды
Подпитка теплосети в %
от расхода сетевой воды
Св
1
Давление насыщенного
пара в барабане котла
Давление в
распределительной
гребенке
Энтальпия перегретого
пара после РУ
Ед.изм.
ккал/(кг*
°С)
Рподп.
2
%
Рка
14
кгс/см2
Ргреб
6
кгс/см2
hпп
705,7
ккал/кг
Примечание
по нормам
проек-ния
предвар-но
задаемся типом
котлов
по тех.зад.
по hsдиаграмме
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
22
Окончание табл. 3
№
п/п
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
Наименование
Обозн-е
Величина
Ед.изм.
Примечание
Энтальпия воды в котле
Температура конденсата
после ПСВ
КПД теплообменного
аппарата
% на собственные нужды
котельной от суммарного
расхода пара (маз.хоз-во)
% на собственные нужды
котельной от суммарного
расхода пара (на
теплообменное
оборудование цехов)
% потери пара внутри
котельной
% от расхода ХОВ
% продувки котла
Давление в РНП
Энтальпия воды при
давлении в РНП
Энтальпия пара при
давлении в РНП
Степень сухости пара на
выходе из РНП
Температура продувочной
воды после ОПВ
Температура исходной
воды в мах.зимний период
Температура исходной
воды перед ВПУ
Потеря температуры в
ВПУ
Давление в атмосферном
деаэраторе
Тем-ра деаэриров-й воды
Тем-ра ХОВ на входе в
ДА
Тем-ра конденсата после
ПИВ и ПХОВ
hппI
197,3
ккал/кг
tкнб
80
°С
Задаемся
ηта
0,98
Рмаз
11
%
6-15
Рсн
8
%
5-10
Рпот
Рвпу
Рпрод.
Ррнп
3
25
2
1,6
%
%
%
кгс/см2
3-5
по нормам
2-3
hпродII
113
ккал/кг
hпI
643,8
ккал/кг
предвар-но
задаемся
x
0,99
tохл
40
°С
tив
5
°С
tивII
30
°С
∆tвпу
2
°С
Рда
tда
1,2
104,4
кгс/см2
°С
по паспорту
tховIII
85
°С
60-95
tкн
85
°С
85-90
20-30
Расчет
1. Значение расхода сетевой воды с учетом тепла на ГВС:
G СВ  (G ОТ  G ВЕНТ )  G ГВС 
Q ОТ  Q ВЕНТ
Q ГВС

,
(1   2 )  С В ( t г  t х )  С В
(1)
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
23
где t г =60 °С – требуемая температура горячей воды у потребителей;
t х = 5 °С  температура исходной воды в отопительный период.
GСВ  (GОТ  GВЕНТ )  GГВС  (
23,07  0,37
2,24

)  1000  431,4 т / ч
(130  70)  1 (60  5)  1
2. Значение расхода подпиточной воды:
GПОДП  (GОТ  GВЕНТ  G ГВС )  PПОДП  0,01
GПОДП  431,4  2  0,01  8,63
(2)
т/ч
3. Температура сетевой воды после утилизатора ГПУ:

ут
2
2 
Qут   под  10 3
Gсв  св
 70 
1,09  0,98
=72,5 °С
431,4  1
4. Значение расхода пара на подогреватель сетевой воды:
DПСВ 
GСВ ( 1   2 )  СВ
431,4  (130  72,5)  1

 40,45 т/ч
(hПП  t КНБ  СВ )  ТА (705,7  80  1)  0,98
(3)
4. Расход пара с учетом мазутного хозяйства котельной:
DМ
КОТ  D ПСВ  D ПР  ( D ПСВ  D ПР )  PМАЗ  0,01
(4)
М
DКОТ
 40,45  0,5  (40,45  0,5)  11  0,01  44,96 т/ч
5. Расход пара с учетом собственных нужд котельной:
D КОТ  D М
КОТ  ( PСН  0,01  1)
(5)
PСН - процент собственных нужд котельной, задаемся предварительно с
последующим уточнением.
DКОТ  44,96  (8  0,01  1)  48,55 т/ч
6. Расход пара по котельной с учетом потерь внутри котельной:
D КОТ  D КОТ  (PПОТ  0,01  1)
(6)
DКОТ  48,55  (3  0,01  1)  50,01 т/ч
7. Расход химочищенной воды после ВПУ:
М
GХОВ  GПОДП  DПР  (1  0,01 PПР )  ( DКОТ
 DПСВ  DПР )  (DКОТ  DКОТ )
(7)
G ХОВ  8,62  0,5  (1  0,01  15)  (44,96  40,45  0,5)  (50,01  48,55)  14,51 т/ч
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
24
8. Расход исходной воды с учетом потерь на ВПУ:
GИВ  G ХОВ  ( PВПУ  0,01  1)  14,51  1,25  18,14 т/ч
(8)
9. Расход воды поступающей с непрерывной продувкой от котлов:
GПРОД  DКОТ  PПРОД  0,01  50,01  0,02  1,00 т/ч
(9)
10. Расход пара на выходе из РНП:
DПРОД 
GПРОД  (h' ПП h' ' ПРОД )
(h' П h' ' ПРОД )  x

1,004  (197,3  113)
 0,16 т/ч
(643,8  113)  0,99
(10)
11. Расход воды на выходе из РНП:
G' ПРОД  GПРОД  DПРОД  1,00  0,16  0,84 т/ч
(11)
12. Температура исходной воды за ОПВ:
t 'ИВ  t ИВ 
t ' ИВ  5 
G'ПРОД (h ' 'ПРОД t ОХЛ  С В )  ТА
G ИВ  С В
)
(12)
0,84  (113  40  1)  0,98
)  8,31°C
18,14  1
13. Расход пара для нагрева исходной воды перед ВПУ:
DПИВ 
GИВ  (t"ИВ t ' ИВ )  CВ
18,14  (30  8,39)

 0,65 т/ч
(hПП  t КН  CВ )  
(705,7  85  1)  0,98
(13)
14. Температура химочищенной воды за ВПУ:
t 'ХОВ  t"ИВ t ВПУ  30  2  28 °C
(14)
15. Рассмотрим ДА1. Для него составим тепловой и материальный баланс.
Материальный баланс:
G ПОДП  G ХОВ1  D ДА1
(15)
Тепловой баланс:
G ПОДП  t ДА  (G ХОВ1  t ' ' ' ХОВ  D ДА1  hПП ) 
(16)
В данных уравнениях два неизвестных: G ХОВ1 - расход химочищенной воды
на ДА1 и D ДА1 - расход пара на деаэрацию для ДА1.
Таким образом, имеем систему двух уравнений с двумя неизвестными.
Решая ее, получим:
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
25
G ХОВ1 =8,33 т/ч , D ДА1 =0,30 т/ч
16. Найдем температуру деаэрированной воды после ОДВ:
G ХОВ1  (t ' ' ' ХОВ t ' ХОВ )  С В
8,33  (85  28)  1
 104,4 
 48,25°C
G ПОДП С В  ТА
8,62  1  0,98
t ' ДА  t ДА 
(17)
17. Найдем уточненную температуру обратной воды на входе в ПСВ из
уравнения теплового баланса:
(G ОТ  G ВЕНТ )   2  G ПОДП  t 'ДА  (G ОТ  G ВЕНТ  G ПОДП )  '2
'2 
((G ОТ  G ВЕНТ )   2  G ПОДП  t 'ДА )
(G ОТ  G ВЕНТ  G ПОДП )
(18)
=49,2 °C
18. Подставим данную уточненную температуру в пункт 3 вместо  2 и
последовательно прорешаем вновь пункты 3 – 15 (т.е. проведем итерацию).
Получим:
3.1 D ПСВ =56,84 т/ч
4.1 D М
КОТ =63,16 т/ч
5.1 D КОТ =68,21 т/ч
6.1 D КОТ =70,61 т/ч
7.1 G ХОВ =16,91 т/ч
8.1 G ИВ =21,13 т/ч
9.1 G ПРОД  1,40 т/ч
10.1 DПРОД  0,225 т/ч
11.1 G 'ПРОД =1,18 т/ч
12.1 t 'ИВ =8,99 °С
13.1 D ПИВ =0,73 т/ч
14.1 t 'ХОВ  28 ° С
15.1 G ХОВ1 =8,33 т/ч , D ДА1 =0,30 т/ч
19. Найдем расход химочищенной воды на ДА2:
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
26
G ХОВ 2  G ХОВ  G ХОВ1 =16,91-8,33= 8,58 т/ч
(19)
20. Расход пара для нагрева химочищенной воды перед ДА2:
DПХОВ 
G ХОВ2  (t ' ' ' ХОВ t ' ХОВ )  CВ 8,58  (85  28)

 0,79 т/ч
(hПП  t КН  CВ )
(705,7  85  1)
(20)
21. Составим тепловой баланс для ДА2:
DКОТ  t ДА  СВ  D ДА2  hПП  DПСВ  t КНБ  СВ  DПХОВ  t КН  СВ  DПИВ  t КН  СВ  GХОВ2  t ' ' ' ХОВ СВ 
 DПР  PПР  0,01 t ПР  СВ  DПРОД  h' П
(21)
Из данного уравнения выразим неизвестный расход пара на деаэрацию DДА 2 :
D ДА2  (DКОТ  t ДА  СВ  DПСВ  t КНБ  СВ  DПХОВ  t КН  СВ  DПИВ  t КН  СВ  GХОВ2  t ' ' ' ХОВ СВ 
 DПР  PПР  0,01  t ПР  СВ  DПРОД  h' П ) / hПП
D ДА2 
(70,21  104,4  56,81  80  0,79  85  0,73  85  8,57  85  0,5  0,15  40  1  0,22  643,8)
705,7
=3,55 т/ч
22. Выполним проверку решения для этого составим материальный баланс
ДА2 , расхождение между величиной входящего и выходящего потока
должно быть менее 2%:
Dвх= D ДА 2  D ПСВ  D ПХОВ  D ПИВ  G ХОВ 2  D ПР  PПР  0,01  D ПРОД
Dвых= DКОТ
(22)
(23)
Dвх=3,55+56,81+0,79+0,73+8,57+0,5·0,15+0,22=70,80 т/ч
Dвых=70,25 т/ч
Таким образом, имеем расхождение более 2 %. Расчет выполнен верно.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
27
5 Компоновочные решения газопоршневой электростанции
Проектируемая
газопоршневая
предназначена для обеспечения
теплоэлектростанция
(ГПТЭС)
собственных нужд электрической и
тепловой энергией.
Проектом предусматривается строительство для ГПТЭС отдельно
стоящего модульного здания на основе металлического каркаса со съемными
сэндвич панелями.
В качестве основного технологического оборудования для выработки
электрической и тепловой энергии приняты 3 когенераторные установки
(КГУ) MWM серии TCG 2032 V16 с двигателями мощностью 4300 кВт с
выходным напряжением 10,5кВ, 50Гц.
Установленная мощность ГПТЭС составит:
 по электрической мощности – 12,9 МВт,
 по тепловой мощности - 13,74МВт.
В состав каждой газопоршневой установки входят:
 газовый двигатель внутреннего сгорания MWM TCG 2032 V16
 стандартный генератор
 система выхлопа
 система утилизации тепла
 система принудительного охлаждения
 распредщиты управления.
Тепловой
схемой
ГПТЭС
предусмотрено
приготовление
теплофикационной воды с расчетной температурой 95-70 С. Номинальная
тепловая
мощность
одной
КГУ
–
0,64
МВт.
Вырабатываемая
теплофикационная вода подключается к существующей двухтрубной
закрытой системе теплоснабжения завода.
Система
утилизации
тепла
КГУ
создана
контуром,
который
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
28
представляет собой закрытый контур в рамках КГУ. В нем передается тепло
охлаждающей жидкости двигателя и тепло от продуктов сгорания
посредством теплообменников в наружный контур - для использования.
В летнее время тепло может быть отведено системой принудительного
охлаждения.
Категория
производственного
помещения
газопоршневой
теплоэлектростанции по пожарной опасности - Г.
Исходя из условий, представленных определенными индивидуальными
особенностями
Использовать
объекта
разработано
газопоршневые
агрегаты
два
для
оптимальных
варианта.
производства
тепла
и
электроэнергии, позволяет иметь дополнительно 2 МВт тепловой и 2 МВт
электрической энергии (обусловлено потребностями на собственные нужды).
В связи с тем, что приоритетным в проекте представлена электроэнергия,
производимое
ГПУ
(газопоршневыми
установками)
тепло
считается
дополнительным.
По данным Заказчика мощность водогрейного котла (существующее
оборудование) составляет 2 МВт, что предлагается его использовать в зимнее
время, когда может возникнуть дефицит по теплоэнергии, т.к. суммарная
энергия по теплу (ГПУ+ водогрейный котел) составляет 4.0 МВт. В другое
время (весна-лето-осень) тепловой энергией вполне может обеспечить
Потребителя ГПУ (2,0 МВт). Котел в это время не работает (экономия
топлива).
Система ГПУ может обеспечить теплоснабжение с расходом горячей
воды (ГВС) 90 м3/ч и температурой 115 0С, что вполне удовлетворяет
требованиям внешней тепловой сети.
Мини-ТЭЦ по схеме 1с использованием равномощных ГПУ отличается
высокой надежностью (высокая степень резервирования) как по теплу, так и
по электроэнергии. Востребованная площадь для размещения оборудования
превышает предложенную Заказчиком. Для решения задачи предлагается
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
29
установить
сопутствующее
оборудование
(масляные
баки,
пульты
управления, операторную, систему выхлопа и др.) на втором (а может быть и
третьем) этаже или на антресолях. Использование многоэтажного здания
позволит на соответствующую высоту поднять выхлопные трубы, что не
маловажно при помещении мини-ТЭЦ в населенном районе.
Особенность
мини-ТЭЦ
по
второму
варианту
отличается
использованием разномощных ГПУ. Данная схема имеет недостатки в том,
что
надежность
несколько
ниже
(резервирование
только
за
счет
электрических сетей), несколько сложнее эксплуатация (на 2 типа установок
требуется дополнительное количество ЗИПов, более высокий уровень
обслуживания), меньшая степень и глубина регулирования тепловой и
электрической энергии (в процессе эксплуатации придется часто выключать
и включать основной источник электроэнергии), компенсация тепловой
энергии производится водогрейным котлом .
К достоинствам схемы следует отнести малую занимаемую площади
быстрый ввод в эксплуатацию, отсутствие потерь при автоматическом
согласовании
по
электроэнергии,
меньший
шум,
меньшее
число
обслуживаемого персонала, меньшие конвективные тепловые потери в
помещении,
меньшие
кондиционирование
затрачиваемые
помещения
мощности
агрегатного
на
вентиляцию
отделения,
и
меньшие
капиталовложения. Схемы расположения ГПУ в помещении представлены
ниже.
Однако, несмотря на привлекательность использования Схемы 2 (рис.
7), рекомендуется строительство мини-ТЭЦ по Схеме 1 (рис. 6) ввиду се
высокой надежности (возможности резервирования).
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
30
Рисунок 6. Типовая схема помещения ГПУ по Варианту 1 в агрегатном
зале.
Рисунок 7. Схема помещения ГПУ по Варианту 1 в агрегатном зале.
Описание технических решений
Схемы мини-ТЭЦ по вариантам 1 и 2.
Состав схемы:
- Газопоршневые агрегаты - 5 шт.(0,526 МВт) из которых 1 резервный
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
31
в схеме 1 и 2шт. (1,416 МВт+ 0,526 МВт электрической мощности) с
отсутствием резервных агрегатов по схеме 2.
- Котел водогрейный;
- Насосы;
- ХВО (система водоподготовки);
- ГР - сухая градирня;
- У - утилизаторы тепла водяной рубашки ГПУ;
- ГУ - утилизаторы тепла выхлопных газов ГПУ.
Рассмотрим совместную работу ГПУ (газопоршневых установок) и
водогрейного котла.
Тепло к потребителю поступает от водогрейного
котла и с
утилизаторов тепла ГПУ.
Данная
схема
позволяет
использовать
несколько
вариантов
совместного
использования котла и ГПУ.
1. Последовательная
работа
котла
и
ГПУ. Теплоноситель
из
утилизаторов ГПУ через вентили , насос питательной воды с необходимой
температурой (95-115 0С) поступает в котел . После необходимого догрева
вода из котла с температурой 115 0С через насос прямой сетевой воды
поступает к потребителю. Далее возвращается через насос обратной сетевой
воды, ХВО, вентиль (по байпасной линии), насос питательной воды и снова
попадает в систему утилизаторов тепла ГПУ.
2. Параллельная работа котла и ГПУ. Горячая вода (115 0С) из
утилизаторов ГПУ через вентили поступает к насосу прямой сетевой воды.
Горячая вода от котла (115 0С) через вентиль также поступает на этот
насос . Далее, пройдя сеть с Потребителем, вода возвращается в котел по
пути насос обратной сетевой воды, ХВО, насос питательной воды
водогрейного котла и в систему утилизаторов тепла ГПУ .
В блок ГПУ по пути: насос обратной сетевой воды, ХВО, насос
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
32
питательной воды ГПУ.
3. Отдельная работа теплового котла. Блок ГПУ отключен. Тепло
генерируемое котлом через вентиль, насос прямой сетевой воды поступает к
Потребителю. Возврат осуществляется через насос обратной сетевой воды ,
ХВО, насос питательной воды водогрейного котла . В данном случае миниТЭЦ генерирует только тепло от котла.
4. Отдельная работа блока ГПУ. Вода, пройдя утилизаторы контура
водяного охлаждения агрегатов через вентиль , поступает в утилизаторы
тепла выхлопных газов. Далее через вентили, насос прямой сетевой воды
поступает к Потребителю. Возврат идет по схеме: насос обратной сетевой
воды, ХВО, байпасная линия с вентилем, насос питательной воды ГПУ.
5. Необходимость в тепле отсутствует. Горячая вода, пройдя через
утилизаторы контура водяного охлаждения агрегатов
возвращается в
систему, градирню ГР, насос питательной воды ГПУ. Наиболее оптимальным
режимом является режим параллельной работы (вариант 2), когда котел
находится в режиме ожидания. Например, необходимость в элеткроэнергии
упадет до работы одного агрегата, тогда компенсировать недостачу тепла
будет котел.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
33
6. Специальная часть проекта. Особенности пуска водогрейных котлов
Особенностью водогрейных котлов является работа их при постоянном
расходе сетевой воды и включении непосредственно в тепловую сеть.
Нагрузка котлов регулируется изменением температуры входящей и выходящей воды путем изменения форсировки топки.
Номинальная
теплопроизводительность
котла
—это
наибольшая
теплопроизводительность, которую котел должен обеспечивать в длительной
эксплуатации при номинальных значениях параметров с учетом допускаемых
отклонений.
Пуск и обслуживание водогрейных котлов во время работы несколько
отличается по эксплуатации паровых котлов. Поэтому машинист должен
уметь эксплуатировать водогрейные котлы, знать специфику их работы и
обслуживание.
Каждый котел для нагрева воды под давлением оборудуется
следующей запорной и регулирующей арматурой и предохранительными
устройствами. На линиях входа в котел и выхода горячей воды из котла
устанавливаются задвижки или вентили. Если в котельной установлен только
один котел с нагревом воды до 115 °С, тогда установка запорных устройств
на входе и выходе поды из котла не обязательна. У каждого котла, подключенного к общей магистрали горячей воды, на подводящем и отводящем
трубопроводах устанавливают по одному вентилю или задвижке.
Запорные устройства устанавливают также для удаления воды из котла
на случай ремонта или очистки от накипи и других загрязнений в нижней его
части и в местах возможного скопления воздуха. На котлах с номинальной
теплопроизводительностью менее 4,5 МВт (3,9 Гкал/ч) и с принудительной
циркуляцией для предотвращения резкого повышения давления и температуры воды в котле при случайной остановке циркуляционных насосов
необходимо на трубопроводе (или коллекторе) отвода горячей воды из котла
до запорного устройства врезать патрубок с внутренним диаметром не менее
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
34
50 мм с вентилем или задвижкой для сброса воды в водосток.
Для контроля давления воды в котле, в системе центрального
отопления и контроля за работой насосов устанавливают манометры: один из
них—на котле или между ним и запорным устройством (на трубопроводе
горячей воды), второй — на линии питательной воды, в пределах котельной
или на общей магистрали обратной воды. Если котел работает с
принудительной циркуляцией воды, тогда кроме манометров на каждом
котле устанавливают дополнительно один манометр на всасывающей линии
перед насосом и один на нагнетательной линии после циркуляционного
насоса. При этом манометры обязательно располагаются на одном уровне по
высоте. Для котлов номинальной теплопроизводительностью не более 5,8
МВт (5 Гкал/ч) обязательна установка регистрирующего манометра.
При
работе
котлов
постоянно
встречается
необходимость
в
температурном контроле процесса горения, под - питочной и сетевой воды и
других рабочих сред. Этот контроль осуществляется приборами для
измерения температуры: ртутными термометрами и термометрами сопротивления, термоэлектрическими пирометрами и термопарами.
Под номинальной температурой горячей воды в котле принимается
температура горячей воды, которая должна обеспечиваться на выходе из
водогрейного котла при номинальной производительности с учетом
допускаемых отклонений. На патрубках входа воды в котел и выхода воды из
котла устанавливаются термометры для измерения температуры воды. На
линии горячей воды их устанавливают между котлом и задвижкой, а при
установке в котельной более двух котлов термометр устанавливается также
на общих магистралях горячей и обратной воды. Тогда в этом случае
установка их на входе воды в каждый котел не обязательна.
При
работе
котлов
на
жидком
топливе
на
топливопроводе
устанавливается термометр для измерения температуры топлива перед
форсунками.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
35
В котлах с номинальной теплопроизводительностью. более 1,16 МВт (1
Гкал/ч) прибор для измерения температуры, установленный на выходе из
котла, должен быть регистрирующим.
Для предупреждения повышения давления воды выше рабочего
каждый котел оборудуется предохранительными устройствами.
В качестве предохранительных устройств на всех котлах номинальной
теплопроизводительностью выше 0,4 МВт (0,34 Гкал/ч) устанавливается не
менее двух независимых друг от друга предохранительных клапанове
минимальным
диаметром
теплопроизводительностью
38
мм,
менее
0,4
на
котлах
МВт
с
(0,34
номинальной
Гкал/ч)—один
предохранительный клапан. Регулировка предохранительных клапанов
производится так, чтобы давление в котле не могло подниматься более чем
на 0,019 МПа (0,2 кгс/см2) сверх суммарного давления, получающегося от
статического и динамического напоров.
В котлах с нагревом воды до 115СС допускается замена одного
предохранительного клапана на устройство обводной линии с установкой
обратного клапана. Обводная линия задвижки выполняется из труб
диаметром не менее 50 мм на выходе горячей воды из котла.
Гидравлическое сопротивление прямоточного водогрейного котла
согласно ГОСТ 21563-82 «Котлы водогрейные стационарные. Основные
параметры» при сдаче в эксплуатацию при номинальном расходе и
температуре воды на выходе из котла 150°С не должно быть более 0,24 МПа
(2,5 кгс/см2) в основном режиме и 0,15 МПа (1,5 кгс/см2) в пиковом.
Температура воды на выходе из котла при работе на топливах с приведенным
содержанием серы S^0,05 %-кг/МДж (0,2 кг/Мкал) должна быть не менее
150°С на всех нагрузках и режимах. Температура воды на входе в котел
должна быть не менее 70 °С независимо от вида топлива.
Растопка водогрейного котла, пускаемого после остановки, может
производиться только по письменному распоряжению начальника котельной
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
36
или лица его заменяющего в соответствии с инструкцией для персонала
котельной.
При подготовке котла к растопке обслуживающий персонал проверяет:
исправность
котла,
топки,
гарнитуры,
арматуры,
взрывных
предохранительных клапанов (если они имеются) и шибера; наличие и
исправность манометров, термометров на котле и отопительной системе, а
также наличие масла в гильзах оправки термометров; отсутствие заглушек
между фланцами на линии входа и выхода воды из котла, а также между
котлом и предохранительными устройствами, на питательной, спускной и
продувочных линиях горячей воды; отсутствие в топке, газоходе людей, а
также посторонних предметов; заполнение котла водой.
При отсутствии воды в котле после проверки всего оборудования и
приборов КИПиА приступают к заполнению водой, для чего открывают
задвижку на входе в котел и пробный кран для выпуска воздуха из котла.
При появлении воды в пробном кране его необходимо закрыть, а задвижку на
линии выхода воды из котла открыть; после включения котла в систему
отопления или горячего водоснабжения его следует подпитывать водой.
Наполнение системы (котла) водой требует значительного времени,
осторожности и внимания.
Наполнение котла следует производить водой с температурой 40—70
°С в течение времени, указанного в распоряжении на растопку.
Во время наполнения котла необходимо проверить плотность люков,
фланцев, продувочной арматуры. В случае появления течи следует подтянуть
их.
Убедившись в наличии воды в отопительной системе, машинист
проверяет действие циркуляционных насосов, дутьевых вентиляторов и
дымососов и электродвигателей, пустив каждый на короткое время в работу,
достаточность освещения котельного помещения и исправность аварийного
освещения.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
37
7
Охрана труда. Средства пожаротушения, применяемые на ТЭЦ
7.1 Тушение пожаров на объектах энергетики
В настоящее время эксплуатируются и строятся тепловые, атомные,
газотурбинные и дизельные электростанции, теплоэлектроцентрали (ТЭЦ
или АТЭЦ), которые объединены в единую энергосистему с общим режимом
и непрерывностью процесса производства и распределения электроэнергии.
Наиболее распространенными из них являются тепловые турбинные
электростанции. Они имеют развитое топливное хозяйство, склады угля,
торфа, мазута, газовые коммуникации, отделения подготовки топлива к
сжиганию (дробление угля до пыли, подогрев мазута), котлоагрегагы, где
сжигается топливо и получают пар под давлением до 12,74 Мпа (130 кгс/см2)
и температурой до 560°С и более. Пар подают на трубогенерагоры, где
вырабатывается электрический ток и по подвесным проводам или шинам
передается на распределительные устройства или непосредственно на
повышающие трансформаторы, а затем распределяется по линиям дальних
электропередач.
Агрегаты и установки энергетических предприятий размещают в
специально спроектированных зданиях I и II степеней огнестойкости. В
главном корпусе электростанций размещают котельный цех, машинный зал,
служебные помещения. В этом же корпусе или на небольшом расстоянии от
него располагают главный щит управления и распределительные устройства
генераторного напряжения. Закрытые или открытые распределительные
устройства высокого напряжения (35; 110; 220; 500 кВ) располагают
отдельно от главного корпуса.
Машинные залы современных электростанций имеют длину более 200
м, высоту 30-40 м, а пролеты 30-50 м. Высота котельного цеха может
достигать 80 м.
В котельном цехе электростанций может находиться большое
количество топлива. В пылеприготовительных отделениях возможны взрывы
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
38
угольной пыли. В котельных цехах используют мазут. Известно, что в
мазутопроводах давление может достигать 3 МGа (30 кг/см2), температура –
120°С и более. Поэтому мазутопроводы прокладывают в специальных
кожухах, межтрубное пространство которых соединено с аварийной
емкостью. Вместе с тем не редки случаи, когда при повреждении
коммуникаций мазут быстро растекается по полу цеха и его пары могут
воспламеняться.
Огонь
сразу
же
охватывает
большие
площади
и
незащищенные металлические конструкции и каркас котельных агрегатов
подвергаются деформации уже в течение 10-12 мин.
Машинные залы имеют большую пожарную нагрузку в виде
машинного масла, систем смазки генераторов, а также электроизоляции
обмоток
генераторов
и
другой
электроаппаратуры
и
устройств.
Турбогенераторы в машинных располагают на специальных площадках
высотой 8-10 м и более от нулевой отметки. Системы смазки генераторов
состоят из емкостей с масле вместимостью 10-15 т, расположенных на
нулевой отметке, насосов маслопроводов, где давление масла может
достигать 1,4 МПа (14 кгс/см2). Поэтом при повреждении масляных систем
смазки огонь может быстро распространиться как по площадкам, так и на
сборники масла, находящиеся на нулевой отметке. При разрушении
трубопроводов систем смазки масло под высоким давлением может
выходить и образовывать мощный горящий факел, который создает угрозу
быстрой деформации и обрушения металлических ферм бесчердачного
покрытия машинного зала и других металлоконструкций. Во время пожара в
машинном зале при наличии водородного охлаждения генераторов возможны
взрывы которые приводят к разрушению маслопроводов и растеканию масла
площадкам и на нулевую отметку, соседние агрегаты, в кабельные туннели и
полуэтажи. В условиях пожаров создают опасность взрыва сосуды и
трубопроводы, находящиеся под высоким давлением.
Все кабельные помещения энергопредприятий подразделяют на
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
39
кабельные полуэтажи, туннели, каналы и галереи. Кабельные галереи и
полуэтажи, как правило, могут быть на электростанциях,, а кабельные
туннели
и
каналы
на
электростанциях
и
других
энергетических
предприятиях. Кабельные туннели бывают горизонтальные и наклонные,
сечением
2х2
м
и
более.
По
длине
их
разделяют
на
отсеки
противопожарными перегородками и дверьми. Длина одно отсека кабельного
туннеля, расположенного под зданием, не должна превышать 40 м, а за
пределами зданий 100-150 м. Каждый отсек туннеля должен иметь не менее
двух люков диаметром 70-90 см, а также систему вентиляции и канализацию.
В кабельных туннелях пожарная нагрузка (изоляция кабелей) может
достигать 30-60 кг/м2.
Для тушения пожаров в кабельных помещениях их оборудуют
стационарными водяными или пенными установками, а также могут
применять водяной пар и инертные газы. Стационарные водяные и пенные
установки имеют устройства для подачи огнетушащих веществ от пожарных
машин.
Пожары
в
кабельных
помещениях
сопровождаются
высокой
температурой, разлетом искр расплавленного металла при коротком
замыкании,
большой
скоростью
распространения
огня
и
дыма.
В
горизонтальных кабельных туннелях линейная скорость распространения
огня по кабелям при снятом напряжении составляет 0,15-0,3, под давлением
0,5-0,8, а кабельных полуэтажах по кабелям под напряжением 0,2-0,8 м/мин.
Скорость роста температуры в кабельных помещениях по опытным данным
составляет в среднем 35-50°С в минуту.
В туннелях с маслонаполненными кабелями кроме изоляции может
гореть
трансформаторное
масло,
которое
находится
в
трубах
при
температуре 35-40˚С и избыточном давлении. В этих туннелях, особенно при
аварии, горящее масло быстро растекается по уклонам, где значительно
увеличивается площадь пожара.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
40
Пожары из кабельных помещений могут распространяться в здания и
распределительные
устройства
энергопредприятий,
создавать
угрозу
возникновения пожара и на других участках энергосетей.
Опасность представляют и подстанции. Пожары на подстанциях могут
возникать на трансформаторах, масляных выключателях и в кабельном
хозяйстве. Крупные районные подстанции имеют специальные масляные
станции, где находится большое количество трансформаторного масла.
Трансформаторы
и
выключатели
распределительных
устройств
устанавливают на фундаменты, под которыми располагают маслоприемники,
соединенные с аварийными емкостями. Каждый трансформатор, как правило,
помещают в отдельной камере, которая соединяется монтажными проемами
с помещением распределительного щита и кабельными каналами.
Особенности развития пожаров трансформаторов зависит от места его
возникновения.
При
коротком
замыкании
в результате
воздействия
электрической дуги на трансформаторное масло и разложения его на
горючие газы могут происходить взрывы, которые приводят к разрушению
трансформаторов и масляных выключателей и растеканию горящего масла.
Пожары из камер, где установлены трансформаторы, могут распространяться
в помещение распределительного щита и кабельные каналы или туннели, а
также создавать угрозу соседним установкам и трансформаторам. О размерах
возможного очага пожара можно судить по тому, что в каждом
трансформаторе или реакторе содержится до 100 т масла (рис. 8).
На гидростанциях повысительные трансформаторы устанавливают
непосредственно
у
здания
станции,
а
открытое
распределительное
устройство повышенного напряжения располагают ближе к станции, энергия
к
которым
может
передаваться
по
маслонаполненным
кабелям,
расположенным в туннелях.
На атомных электростанциях с реакторами на быстрых нейтронах,
кроме указанных особенностей развития пожаров, при авариях может
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
41
возникать горение жидкометаллического теплоносителя (натрий, калий),
который при взаимодействии с химическими веществами и обычными
средствами тушения повышает температуру горения, выделяет токсичные
газы или сопровождаются взрывами. На территории атомных электростанций
могут возникать опасные уровни радиации.
Необходимо помнить, что пожары на электростанциях и подстанциях
могут приводить к остановке не только энергетического объекта, но и других
народнохозяйственных объектов из-за недостатка электрической энергии.
Все электростанции и подстанции снабжены надежной системой
аварийной
защиты
и
сигнализации.
При
возникновении
пожаров
поврежденное оборудование и аппараты автоматически отключаются
устройствами релейной защиты.
Особенности организации и тушения пожаров, соблюдение правил ох;
труда и взаимодействие с дежурным персоналом энергетических обье»
определены в Боевом уставе пожарной охраны. Инструкцией по тушению па
на действующих электроустановках электростанций и подстанций РАО
России", ВНИИПО и ГУГПС МВД России.
Рисунок 8. Принципиальная схема подачи распыленной воды при тушении
пожара трансформатора
Инструкция определяет основные критерии по наиболее рациональным
безопасным действиям персонала при тушении пожаров действующим
электроустановок,
находящихся
под
напряжением
до
200
кВ,
на
энергетических строительных, промышленных и других объектах РАО "ЕЭС
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
42
России" до прибытия пожарных подразделений МВД России.
Под действующими электроустановками следует понимать установки,
находящиеся под напряжением, или на которые в любой момент может быть
подано
напряжение
персоналом
энергопредприятия
или
действием
автоматики, блокировки, сигнализации и т. п.
Необходимость тушения пожара электроустановок, находящихся под
напряжением, определяется следующими основными требованиями:
 невозможностью
снять
напряжение
0,22
кВ
переменного
и
постоянного тока с цепей вторичной коммутации из-за возможности
потери станцией собственных нужд 0,4 и 0,6 кВ, т. к. через эти
помещения проходят кабели гашения высоких механизмов;
 обеспечение надежного функционирования электроэнергетического
производства для сохранения тепло-, энергоснабжения ответственных
потребителей;
 необходимость быстрой ликвидации пожара для предотвращения его
распространения на другое оборудование и сооружения предприятия,
сокращения времени воздействия высоких температур на несущие
конструкции с возможностью их разрушения;
 исключения
длительного
времени
по
отключению
и
снятию
напряжения с оборудования энергопредприятия, что может привести к
более
тяжелым
последствиям
для
технологически
связанных
производств и режима работы энегросистемы ЕЭС России.
Успешное тушение пожаров на объектах энергетики во многом зависит
от заблаговременной подготовки к тушению. Весь начальствующий состав,
привлекаемый к тушению пожаров на этих объектах, должен тщательно
изучить оперативно-тактические особенности и вместе с личным составом
всех караулов, участвующих в тушении пожаров, не реже одного раза в год
проходить
специальный
инструктаж
под
руководством
инженерно-
технического персонала энергообъекта по заранее разработанной программе.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
43
На тепловые, атомные, гидравлические электростанции мощностью 20
МВт и более, газотурбинные и дизельные мощностью 10 МВт, а также на
подстанции
мощностью
110
КВт
и
выше
разрабатываются
планы
пожаротушения, в которых определяют действия персонала энергообъекта
при возникновении пожаров и порядок взаимодействия с личным составом
пожарных подразделений, а также особенности использования сил и средств
подразделений с учетом техники безопасности. Планы составляют работники
пожарной охраны совместно с работниками энергообьекта, рассматривают и
утверждают
начальник
гарнизона
пожарной
охраны
и
директор
энергопредприятия и изучают со всем дежурным персоналом объекта и
начальствующим составом гарнизона пожарной охраны.
Для
руководителя
тушения
пожара
разрабатывают
конкретные
рекомендации по тушению пожаров на котельных установках, генераторах,
трансформаторах, в кабельных помещениях и других наиболее опасных
местах и включают в план тушения пожара.
Для дежурного персонала объекта разрабатывают оперативные
карточки
для
каждого
отсека
кабельных
помещений,
генератора,
трансформатора, которые утверждает главный инженер. В оперативных
карточках указывают порядок вызова, встречи и обеспечения безопасной
работы пожарных подразделений по тушению, операции по отключению и
снятию напряжения с агрегатов и установок по включению стационарных
систем тушения и другие вопросы по обеспечению тушения пожара.
Особенно подробно разрабатывают порядок действий дежурного
персонала энергообъекта и подразделений пожарной охраны при тушении
пожаров на энергоустановках без снятия напряжения. Эти действия
включают в оперативные карточки дежурному персоналу и в планы тушения
пожаров.
В
графической
части
планов
обязательно
указывают
соответствующими знаками места подключения гибких заземлителей к
заземленным конструкциям, а также боевые позиции пожарных с учетом
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
44
безопасных расстояний до конкретных электроустановок.
На каждом энергопредприятии хранят необходимое количество
диэлектрической обуви, перчаток и заземляющих устройств. Определяют
порядок их выдачи прибывающим пожарным подразделениям и оказание
помощи по заземлению пожарной техники и проверки надежности
заземления. Заземление ручных стволов и пожарной техники с помощью
гибких медных оголенных проводов сечением не менее 25 мм2 в
электроустановках напряжением выше 1000В и не менее 16мм2 ниже 1000 В,
снабженных струбцинами для подключения к оборудованию и обозначенным
местам заземления.
Дежурный персонал (начальник станции, диспетчер или дежурный
подстанции, предприятия энергосети) при пожаре немедленно сообщает в
пожарную охрану, руководству энергообъекта и диспетчеру энергосистемы.
Старший по смене определяет место пожара, возможные пути его
распространения, а также угрозу электрооборудованию, установкам и
конструкциям здания, находящимся в зоне пожара. Он проверяет включение
автоматических
установок
пожаротушения,
производит
действия
по
аварийному режиму, своими силами приступает к тушению пожара,
выделяет представителя для встречи пожарных подразделений и до их
прибытия руководит тушением пожара.
Старший начальник, возглавляющий пожарные подразделения, по
прибытии на пожар немедленно связывается со старшим по смене и получает
от него необходимые сведения о пожаре. Старший из числа технического
персонала или оперативной выездной бригады проводит с личным составом
пожарных
подразделений
тщательный
инструктаж.
Представитель
энергообъекта устанавливает и обозначает указателями зону, где могут
проводить пожарные подразделения боевые действия по тушению.
Если пожар возник на энергетическом объекте, где не предусмотрен
дежурный персонал, то боевые действия по тушению пожара осуществляют
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
45
до прибытия обслуживающего персонала по заранее разработанным и
согласованным оперативным документам.
По прибытии на пожар пожарных подразделений независимо от их
количества во всех случаях организуют оперативный штаб пожаротушения, в
состав
которого
обязательно
включают
старшего
представителя
администрации энергопредприятия.
В процессе тушения пожара все боевые действия подразделений
осуществляют с учетом указаний старших руководителей администрации
или оперативно-выездной бригады. В свою очередь, старший из числа
инженерно-технического персонала или оперативно-выездной бригады
согласовывает свои действия с РТП и информирует его об изменениях в
работе электроустановки и другого оборудования.
Разведку
пожара
на
энергообьекгах
организуют
и
проводят
несколькими разведывательными группами в различных направлениях.
Группы разведки газодымозащитников целесообразно создавать в составе 4-5
чел под руководством и начальствующего состава. В обязательном порядке
организуются контрольно-пропускные пункты и резервные звенья.
При разведке пожара необходимо постоянно поддерживать связь со
старшим по смене энергообъекта. Кроме общих задач, в ходе разведки
пожара определяют: какие стационарные системы целесообразно привести в
действие, возможность взрыва и растекания горючих жидкостей; участки и
помещения, где невозможно пребывание и действия пожарных; работа каких
агрегатов может способствовать распространению огня и продуктов
сгорания; какие установки и аппараты будут опасны для пожарных в
процессе тушения; наличие и горение жидкометаллического теплоносителя,
а также опасных уровней радиации и какие меры безопасности необходимо
соблюдать личному составу при тушении и др. В ходе разведки пожара
личному составу входить в помещения, где есть установки I высоким
напряжением, разрешается только по согласованию с дежурным персоналом.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
46
В процессе тушения разведку необходимо проводить в помещениях главного
пункта управления и релейных пунктов.
При тушении пожаров на объектах энергетики необходимо строго
соблюдать требования: если об отключении не указано в разрешении на
проведение тушения, то их считают под напряжением.
Тушение
пожаров
на
энергообъектах
может
проводиться
на
отключенном электрооборудовании и на электроустановках, находящихся
под напряжением, используют воду в виде компактных струй из стволов
РСК-50 (dсп =11,5 мм) РС-50 (dсп = 13 мм) и распыленных из стволов с
насадками НРТ-5, а также негорючие газы, порошковые составы и
комбинированные составы (углекислота с хладоном или распыленная вода с
порошком). Подача любой пены ручными средствами при тушении
электроустановок
Минимальные
под
безопасные
напряжением
расстояния
категорически
запрещается.
от
стволов
насадков
до
электроустановок под напряжением приведены в (табл. 4.1).
Эти расстояния приняты из условия прохождения через ствольщика
тока силой до 0,5 мА, который не является опасным для человека. Ток 100
мА и более представляет опасность для жизни людей, ток от 50 до 80 мА
может вызвать паралич дыхания, от 20 до 25 мА – паралич рук (человек не
может самостоятельно оторваться от токонесушей части под напряжением),
от 0,6 до 1,5 мА – дрожание пальцев. Чтобы избежать поражения током,
личный состав не должен заходить за ограждения, где расположены
распределительные устройства, аппараты и другое электрооборудование под
высоким напряжением.
Расстояние
от
насадков
стволов
до
электрооборудования
под
напряжением определяют с учетом удельного сопротивления воды, равного
100Ом/см.
Сильно
загрязненная
и
морская
вода
по
сравнению
с водопроводной имеет меньшее сопротивление, поэтому применять ее для
тушения электроустановок под напряжением запрещается.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
47
Таблица 4 – Использование огнетушащих средств
Применяемое
огнетушащее
вещество
Безопасное расстояние (м) до горящих электроустановок,
находящихся под напряжением (кВ)
от 10 до от 35 до От 110 до
от 1 до 10
35
110
220 вкл.
до1
1.Вода
(распыленные
струи), подаваемая
из
стволов,
снабженных
насадками
турбинного
типа
НРТ; огнетушащие
порошковые
составы
(всех
типов);
одновременная
подача
воды
и
порошка
1,5
2.
Вода
(компактные струи),
подаваемая
из
ручных
стволов
типа
РС-50
с
расходом 3,6 л/с
4,0
3.
Вода
(компактные струи),
подаваемая
из
ручных
стволов
типа
РС-70
с
расходом 7,4 л/с
8,0
2,0
2,5
3,0
6,0
8,0
10,0
12,0
16,0
20,0
Тушение небольших пожаров и загораний на электроустановках под
напряжением
можно
осуществлять
с
помощью
ручных
и
передвижных огнетушителей согласно (табл. 5).
Таблица 5 – Особенности использования огнетушителей
Напряжение, Безопасное расстояние от спрыска Тип
персональных
кВ
до электроустановоки
огнетушителей
до 0,4
не менее 1 м
Хладоновые
до 1,0
не менее 1 м
Порошковые
до 10.0
не менее 1 м
Углекислотные
Типы огнетушителей, применяемых для тушения электроустановок под
напряжением
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
48
Примечания:
1. Расстояние от насадка (раструба) огнетушителя до токоведущих
частей электроустановки должно быть не менее 1 м.
2. Не допускается применение пенных огнетушителей. Одновременно с
организацией разведки по прибытии на пожар РТП с дежурным персоналом
энергопредприятия согласует маршруты движения к очагу пожара и
определяет боевые позиции ствольщиков. После этого РТП инструктирует
личный состав, участвующий в тушении, и отдает распоряжение на боевое
развертывание подразделений.
При
боевом
развертывании
соблюдают
необходимую
последовательность действии, которая обеспечивает безопасные условия для
личного состава при пожаре огнетушащих веществ на токоведущие части
электроустановок и кабелей свое развертывание проводят в следующем
порядке: РТП определяет расстановку сил и средств с учетом обстановки на
пожаре и маршрутов движения к очагу пожара, позиций ствольщиков и мест
заземления стволов и пожарных машин; ствольщики заземляют ручные
пожарные стволы присоединением струбцин и гибких заземлителей к
стационарному контуру заземления в указанном и выходят на боевые
позиции, подствольщики прокладывают рукавные линии от пожарных
машин к боевым позициям ствольщиков по указанному РТП маршруту;
водители пожарных машин с пожарными заземляют насосы подключением
струбцин и гибких заземлителей к стационарному контуру заземления или
заземленным конструкциям (гидрантам водопроводных сетей, опорам линий
электропередачи, обсадным трубам скважин и др.), командиры отделений
следят за качеством выполнения перечисленных работ и докладывают
начальнику караула (РТП) об их окончании. Начальник караула (РТП)
проверяет правильность расстановки сил и средств с учетом безопасных
расстояний, а также заземление приборов тушения и насосов, и отдает
команду на подачу огнетушащих веществ в зону горения.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
49
Работы по свертыванию сил и средств после ликвидации пожара
проводят в обратном порядке: прекращают подачу огнетушащих веществ,
отсоединяют струбцины от контура заземления и заземляющих устройств;
пожарные уходят с позиций по установленному маршруту и убирают
пожарно-техническое вооружение.
Тушение пожаров на электроустановках должно осуществляться с
соблюдением обязательных условий:
 надежного заземления ручных стволов и насосов пожарных
автомобилей;
 применения личным составом, участвующим в тушении,
индивидуальных изолирующих электрозащитных средств;

соблюдения
минимальных
безопасных
расстояний
от
электроустановок под напряжением до пожарных, работающих
со стволами или огнетушителями;
 применения для тушения только тех ручных пожарных стволов,
какие указаны в табл. 4;
 применения эффективных огнетушащих веществ, способов и
приемов их подачи.
Все
вышеуказанные
действия
по
боевому
развертыванию
и
свертыванию сил и средств должны тщательно отрабатываться во время
проведения пожарно-тактических учений и тренировок на энергетических
объектах совместно с обслуживающим персоналом.
7.2 Тушение пожаров в машинных залах.
При пожарах в машинных залах предусматривают подачу стволов
минимум на трех уровнях: на уровень 0.00 для защиты кабельных тоннелей,
маслобаков и оборудования; на уровень +6.00... +12.00 для тушения и
охлаждения оборудования и на уровень покрытия для его тушения и зашиты
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
50
конструкций. Горение обмоток генераторов с воздушным охлаждением, а
также гидрогенераторов ликвидируют, включая стационарную систему
тушения,
заполняя
передвижных
внутренний
огнетушителей
или
объем
генератора
используя
углекислотой
водяной
пар.
Воду
от
в
стационарную систему пожаротушения могут подавать от внутреннего
пожарного водопровода или от передвижных средств. Тушение горящих
обмоток генераторов песком, пенными и химическими огнетушителями не
допускается. В зоне пожара в машинных залах останавливают все турбины и
генераторы и организуют их защиту с помощью стационарных систем
тушения или передвижными средствами. В генераторы с водородным
охлаждением для тушения обмоток, а также для их защиты подают
углекислоту или азот.
Для тушения горящего масла, вытекающего из поврежденных систем
смазки в виде струи и растекающегося по оборудованию на нулевую
отметку, используют распыленные струи воды и пены средней кратности.
Одновременно с тушением вводят распыленные струи воды и пены для
защиты оборудования, металлических ферм покрытий машинных залов,
маслобаков и принимают меры по предотвращению распространения огня в
кабельные полуэтажи, туннели и смежные помещения. Интенсивность
подачи воды в машинных залах составляет 0,2 л/(м2-с).
Маслобаки чаще охлаждают распыленными струями воды. Для подачи
пены на тушение пожара используют внутренние системы для подачи
раствора пенообразователя к ГПС-600, а также передвижные средства.
При горении покрытий машинных залов для подачи воды на их
тушение в первую очередь используют наружные сухотрубы, к которым
присоединяют рукавные линии со стволами.
Пожары в маслогалереях машинных залов гидроэлектространций
ликвидируют с помощью воздушно-механической пены, подаваемой от
стационарных автоматических систем или передвижной пожарной техники.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
51
наиболее сложная пожарная обстановка складывается в машинных залах при
прорыве
турбин,
водородных систем
охлаждения генераторов
и
котлоагрегатов, при этом создается много очагов пожаров в различных
местах.
7.3 Тушение трансформаторов, реакторов и масляных выключателей.
Горящие трансформаторы отключают со всех сторон и заземляют. На
развившихся пожарах организуют защиту от высокой температуры соседних
трансформаторов,
реакторов,
оборудования
и
установок.
Пожары
трансформаторов, реакторов и масляных выключателей тушат пеной средней
мощности с интенсивностью подачи раствора пенообразователя 0,2 л/(м2с), а
с тонкораспыленной водой с интенсивностью 0,1 л/(м2с). В процессе
разведки выделяют характер повреждения трансформаторов, реакторов и
трубопроводов,
содержащих
трансформаторное
масло,
направления
растекания горящей жидкости в сторону соседних трансформаторов и
другого оборудования, опасность взрыва расширительных бачков, наличие
стационарных пенных или водяных установок пожаротушения и, при
необходимости, возможность приведения их в работу.
Если масло горит над крышкой трансформатора и ниже ее масляный
бак не поврежден, то на тушение вводят один-два ручных водяных ствола с
насадками Г-5, которые обеспечивают оптимальный расход воды при
интенсивности подачи 0,2-0,24 л/(м2с). Если расширительный бачок на
трансформаторе оказывается в огне, часть масла, равную его объему
(примерно 10% объема масла же трансформатора), сливают в аварийную
емкость. Больше сливать масла из трансформатора (реактора) запрещается, т.
к. это может привести к повреждению внутренних обмоток и усложнению
пожара.
Если в условиях пожара крышка трансформатора сорвана, то масло
может гореть в баке и вокруг трансформатора. В этом случае вначале
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
52
ликвидируют горение масла вокруг трансформатора распыленной водой,
воздушно-кинетической пеной средней кратности или в комбинации
распыленной струёй и огнетушащими порошками одновременно. Если
тушение масла производят опыленными струями, стволы целесообразно
располагать по периметру пожара равномерно (рис. 9), а при тушении пеной
или
комбинированным
способом
огнетушащие
вещества
подают
в
сопутствующем потоке воздуха. Это наиболее эффективный прием,
обеспечивающий поступление порошка и распыленной воды в зону горения
одновременно. Тушение масла в баке при сорванной крыше осуществляют
пеной средней кратности, которую подают с помощью пеноподъемников или
выдвижных лестниц.
Рисунок 9. Схема подачи в зону горения распыленной воды и огнетушащего
порошка
При разрушении масляных баков, трубопроводов или выбросе масла
происходит растекание его по территории. Для предотвращения растекания
горящего масла в ходе тушения создают заградительные валы из земли или
песка, ли отводные каналы с учетом рельефа местности. Одновременно
готовят необходимое количество сил и средств для тушения горящего
трансформатора, а для охлаждения баков соседних трансформаторов по мере
готовности вводят струи воды с интенсивностью 0,5-1 л/с на 1 м периметра
бака трансформатора. В процессе тушения РТП не должен допускать
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
53
распространения
огня
по
вентиляционным
каналам,
в
помещениях
трансформаторных и распределительных устройств принимать меры по
защите щитов управления. При подаче стволов избегать попадания воды на
нагретые фарфоровые части аппаратов, изоляторы и разрядники.
7.4 Тушение пожаров в кабельных сооружениях.
Пожары в кабельных туннелях, как правило, продолжительные,
сложные и приносят большие материальные потери. Пожары в кабельных
туннелях, продолжающиеся более 1 ч, составляют 43,6% ежегодно, а убытки
от них составляют 80-90% общей суммы убытков при пожарах на объектах
энергетики.
Тушение пожаров в кабельных туннелях осуществляют воздушномеханической пеной средней кратности, распыленной водой, водяным паром,
диоксидом углерода (углекислым газом), составом 3,5, которые подают от
стационарных установок автоматического пуска, а также от передвижных
средств. Стационарные установки пенного и водяного тушения имеют
устройства для подключения пожарных машин и подачи от них огнетушащих
веществ в туннели через стационарные пеногенераторы и распылители (рис.
10).
Рисунок 10. Схема размещения пеногенераторов в отсеках кабельного
тоннеля:1 - пеногенераторы; 2 - задвижка; 3 - обратный клапан
При выходе из строя или отсутствии стационарных систем тушения
пожаров в кабельных туннелях осуществляют пожарные подразделения от
передвижных средств. В практике наиболее широко используют воздушноЛист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
54
механическую пену средней кратности, получаемую от пеногенераторов типа
ГПС.
При
возникновении
пожаров
в
кабельных
помещениях
для
предотвращения которого распространения огня в соседние отсеки и
помещения целесообразно закрыть двери в межсекционных перегородках и
отключить систему
вентиляции.
Для
защиты
кабельных
полуэтажей,
помещений релейных щитов и управлений вводят пеногенераторы ГПС-600
или стволы-распылители с насадками НРТ-5 и НРТ-10. При тушении
пожаров в вертикальных кабельных шахтах эффективным является подача
воды из верхней части шахты с помощью ов с насадками НРТ-5 и НРТ-10.
Приемы подачи пены средней кратности в горящие кабельные отсеки
зависят от расстояния до очага пожара, от входов или люков в отсеки, уклона
туннеля, наличия маслонаполненных кабелей и направления движения
воздуха по туннелю. Если горение происходит между люками, то пену
подают в ближайший люк, а второй открывают для удаления дыма. При
наличии в кабельном отсеке трех люков или двух входов и люка в крайние
люки (входы) подают пену, а средний люк вскрывают для выпуска дыма.
При пожаре в наклонном кабельном туннеле пену целесообразнее
подавать в люк отсека, расположенный выше очага пожара, т. к. он будет
лучше заполняться пеной. Если горение происходит в наклонном туннеле с
маслонаполненными кабелями, пену подают в люк отсека, расположенный
ниже очага горения, чтобы предотвратить быстрое распространение горения
по уклону, а второй люк вскрывают для выпуска дыма (рис. 11).
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
55
Рисунок 11. Варианты подачи пены средней кратности в отсеки кабельных
тоннелей
Опыты показывают, что в горизонтальном туннеле сечением 2х2 м
предельное расстояние продвижения пены, подаваемой одним ГПС-600 в
течение расчетного времени тушения, не превышает 30-35 м. Если
расстояние от места подачи пены до очага пожара превышает предельное
растекание пены, в этих случаях дополнительно вводят 1-2 ГПС в этот же
люк. Тогда предельное растекание пены увеличивается примерно на 10 м из
расчета на каждый дополнительный генератор. В отдельных случаях для
подачи пены или выпуска дыма и снижения температуры с помощью
инженерной техники или автомобилей технической службы вскрывают
плиты, перекрытия кабельного туннеля.
Количество ГПС для тушения пожаров в туннелях определяют так же,
как и при тушении пожаров в подвалах. Если количество сил и средств,
сосредотачиваемых на пожаре, ограничено, то нормативное время тушения
принимают равным 15 мин, а при достаточном их количестве -10 мин.
Количество пены принимают равным трем объемам кабельного отсека.
Для
тушения
пожаров
в
кабельных
помещениях
эффективно
используют воздушно-механическую пену средней кратности, которую
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
56
получают с помощью пеногенераторных установок (ПГУ) на базе дымососов
ПД-7 и ПД-30. Высокократная пена способна лучше продвигаться по
кабельному туннелю. Так, при высоте столба пены до 3 м она может
продвигаться по горизонтальному тоннелю от ПГУ на базе ПД-7 до 60 м, а от
ПГУ на базе ПД-30 до 160 м. Интенсивность подачи высокократной пены по
раствору равна 0,6 л/(м2с). Необходимое количество ПГУ для тушения
пожаров в кабельных помещениях определяют аналогично, по объёму
помещения.
При возникновении пожаров в кабельных туннелях, не разделенных на
си, в первую очередь пену подают в люки, расположенные по обе стороны
предполагаемого места очага пожара, а в следующие люки или проемы
подают резервные генераторы (ПГУ). После этого вводят расчетное
количество ГПС (ЛГУ) в люки или проемы, расположенные между
граничными люками.
Для хорошего заполнения отсеков пеной, чтобы не создавалось
сопротивление ее продвижению, необходимо обеспечить выпуск воздуха
через люки или проемы. Для увеличения продвижения пены по кабельному
туннелю можно использовать дымососы, которые наряду с удалением дыма
одновременно улучшают условия ее растекания.
При
объемном
заполнении
кабельных
помещений
воздушно-
механической ой средней (высокой) кратности предварительно закрепляют
пеногенерагоры и зеземляют их. При подаче пены через дверные проемы
кабельных помещений пеногенераторы закрепляют в верхней части дверной
коробки. После установки пеногенераторов и их заземления личный состав
отходит в безопасное место и наблюдает за их работой, а водители пожарных
машин должны подавать пену в диэлектрических ботинках и перчатках.
После заполнения горящего отсека кабельного туннеля пеной
продолжают ее подачу в течение 7-8 мин до полного дотушивания отдельных
возможных очагов горения.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
57
Для тушения пожаров на котооагрегатах в зависимости от вида топлива
могут использоваться вода, воздушно-механическая пена средней кратности
и водяной пар. Для защиты оборудования чаще используют распыленные
струи воды, а конструкций здания – компактные. Интенсивность подачи
воды на тушение пожаров в котельных отделениях принимают равной 0,2, а в
галереях топливоподачи - 0,1 л/(м2с).
При ликвидации горения и тления твердого топлива, а также пыли
используют воду и насыщенный водяной пар. Пар могут подавать для
защиты и тушения подводящих топливных магистралей и бункеров.
Горение поврежденных мазутопроводов и разлившегося мазута
ликвидируют опыленными струями воды или ВМП средней кратности с
интенсивностью ее подачи 0,05 л/(м2с) по раствору. При этом принимают
меры по снижению давления мазута и слива его в аварийную емкость из
коммуникаций.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
58
8. Расчет технико-экономических показателей
Технико-экономические показатели котельной во многом определяют
надежность и качество теплоснабжения и поэтому играют ключевую роль.
Произведем их расчет для котельной ООО «ТГКом» после реконструкцию.
1) Годовой отпуск тепла от котельной:
ГОД
QОТП
 QОГОД  QВГОД  QГВГОД  QТГОД ,
где QОГОД  QВГОД  (Qот  Qвент )  nот  24 
(19)
(tвр  t нср )
(tвр  t нор )
,
(20)
nот=221 сут – число суток в отопительном сезоне;
tвр=20 °С – расчетная внутренняя температура у потребителя;
tнср=-8,7 °С –средняя температура наружного воздуха в отопительном сезоне;
tнор=-37 °С –расчетная температура наружного воздуха для г. Омска.
QГВГОД  QГВС  nот  24  QГВС  (350  nот )  24 
QГВГОД  2,24  221  24  2,24  (350  221)  24 
QОГОД  QВГОД  (23,07  0,37)  221  24 
t Г  t ХЛ
tГ  tХ
(21)
60  15
 17555 Гкал.
60  5
(20  8,7)
 62599 Гкал.
(20  37)
QТГОД - годовые потери тепла в трубопроводах теплосетей, укрупнено
принимаются в размере 10% от полезного отпуска.
ГОД
QОТП
 62599  17555  0,1* (62599  17555)  88169 Гкал
2) Годовая выработка теплоты котельной, Гкал/год:
ГОД
QВЫР

ГОД
QОТП
 100
ТП
,
(22)
где ТП - к.п.д теплового потока, для природного газа равен 98%.
ГОД
QВЫР

88169  100
 89968 Гкал/год;
98
3) Число часов использования установленной мощности котельной в
году:
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
59
hУСТ
hУСТ 
ГОД
QВЫР

,
QУСТ
(23)
89968
 2103,1 ч/год;
14,26  3
4) Удельный расход топлива на 1 Гкал отпущенной теплоты условного:
У
bОТП

142,86
,
 БР  ТП
(24)
где БР -КПД (брутто) котельного агрегата, БР =91,6 %, определяем из
уравнения теплового баланса котлоагрегата.
У
bОТП

1)
142,86
142,86

 0,159 тут/Гкал;
 БР  ТП 91,6  98
натурального:
Н
У
bОТП
 bОТП

29,3
,
Q НР
(25)
где QНР - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, для природного
газа QНР =35,06 МДж/кг
Н
У
bОТП
 bОТП

29,3
29,3

0
,
159

 0,132 тнт /Гкал;
QНР
35,06
5) Годовой расход топлива котельной условного:
У
ГОД
,
BУГОД  bОТП
 QОТП
(26)
У
BГОД
 0,159  272059 ,6  108824 тут/год;
натурального:
Н
Н
ГОД
,
BГОД
 bОТП
 QОТП
(27)
Н
BГОД
 0,132  88169  11638,3 тыс.м3/год.
6) Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:
СН
ЭГОД
 NУСТ  hКОТ  К ЭЛ  К исп ,
(28)
где hКОТ - число часов работы котельной в году, для котельной с
горячим водоснабжением hКОТ =8400 часов;
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
60
К ЭЛ -
коэффициент
использования
установленной
электрической
установленной
электрической
мощности, принимается равным 0,65;
К ИСП -
коэффициент
использования
мощности по времени, принимается равным 0,5;
N УСТ - установленная мощность токоприёмников, кВт:
*
*
N УСТ
 N CН  QУСТ
,
(29)
где N CН - удельный расход электрической мощности на собственные
нужды, принимается 25 кВт/МВт;
*
- установленная тепловая мощность котельной, МВт
QУСТ
*
QУСТ
=49,75 МВт.
NУСТ  N CН  QУСТ  25  49,75  1244 кВт;
СН
ЭГОД
 1244  8400  0,65  0,5  3400  10 3 кВт/год.
7) Годовой расход воды котельной:
ГОД
GCВ
 24  350  GИВ ,
(30)
ГОД
GCВ
 24  350  21,13  177492 т/год.
8) Удельный расход сырой воды на 1 Гкал отпущенного тепла:
G СВ
GСВГОД 177492


 2,013 т/Гкал.
QОТП
88169
(31)
9) Топливная составляющая затрат:
Н
И Т  BГОД
 Ц ТЛР ,
(32)
где Ц ТЛР =5120 руб/ тыс.м3- оптовая цена топлива по прейскуранту;
ИТ  11638,3  5120  59,588 млн.руб/год;
10) Годовые затраты на электроэнергию:
СН
И Э  ЭГОД
 ЦЭ ,
(33)
где Ц Э – стоимость одного киловатт-часа, принимается укрупненно на
основе обзора работы аналогов Ц Э  2,5 руб/кВт·ч,
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
61
И Э  3400000  2,5  8,5 млн.руб/год
11) Годовые затраты на использованную воду:
В
И В  GГОД
 ЦВ ,
(34)
где Ц В – стоимость 1 тонны воды, Ц В = 16,33 руб/м3.
И В  177492  16,33  2,898 млн.руб/год.
12) Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и реконструкцию:
РЕК
К КОТ
 К КОТ  Qном ,
где
(35)
К КОТ =5,2 - удельные капитальные затраты на ввод в эксплуатацию
парового котла, млн.руб./МВт;
QНОМ - номинальная мощность котлоагрегатов ДЕ 25/14,
I
QНОМ
 25  0,651  16,275 МВт;
РЕК
К КОТ
 5,2  16,275  84630 тыс.руб;
13) Годовые амортизационные отчисления:
И АМ  0,35  К i ,
где
(36)
К i - затраты на реконструкцию котельной.
1)
И АМ  0,35  84630  29,62 млн.руб/год;
14) Годовые затраты на текущий ремонт:
ИТР  0,2  И АМ  0,2  29,62  5,92 млн.руб/год;
(37)
15) Годовые затраты на заработную плату:
И ЗП  Ч  ЗСР . ГОД  1,4 ,
где
(38)
Ч - численность эксплуатационного персонала, Ч =14 чел;
ЗСР. ГОД - среднегодовая заработная плата с начислениями, равна
336000 (руб/чел)/год (28000 (руб/чел)/год);
1,4 – коэффициент отчислений, 40%.
И ЗП  14  336000  1,4  6,59 млн.руб/год.
16) Прочие годовые затраты:
И ПР  0,3  ( И АМ  ИТР  И ЗП ) ,
(39)
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
62
И ПР  0,3  (29,62  5,92  6,59)  12,64 млн.руб/год;
17) Годовые эксплуатационные расходы котельной:
И КОТ  ИТ  ИЭ  И В  И АМ  ИТР  И ЗП  И ПР ,
(40)
И кот  59,59  8,5  2,90  29,62  5,92  6,59  12,64  125,76 млн. руб год;
18) Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/Гкал:
Иq 
И КОТ 125,76  10 6

 1426 ,4 ;
ГОД
QОТП
88169
(41)
19) Топливная составляющая себестоимости, руб/Гкал:
И ТС
ИТ
59,59  10 6
 ГОД 
 675,86 ;
QОТП
88169
(42)
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
63
Заключение
В дипломном проекте был произведен анализ технико-экономических
показателей работы котельной на основе которого произведен выбор ГПУ
для работы на собственные нужды.
Рассчитав
экономические
показатели
установили:
капитальные
затраты, эксплуатационные затраты и себестоимость отпускаемой теплоты,
которая составила 1426,4 руб./Гкал.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
64
Список использованных источников
1. Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок.
М.: Минэнерго России, 2003, 112 с.
2. Мунц В.А. Энергосбережение в энергетике и теплотехнологиях:
конспект лекций / В.А. Мунц. Екатеринбург: ГОУ ВПО УГТУ-УПИ, 2009.
136 с.
3. В. И. Теплоснабжение жилых микрорайонов города на
современном этапе // Энергосбережение. 2005. № 1. C. 46–57.
4. Дмитриев А. Н., Ковалев И. Н., Табунщиков Ю. А., Шилкин Н.
В. Руководство по оценке экономической эффективности инвестиций в
энергосберегающие мероприятия. М.: АВОК–ПРЕСС, 2005.
5. Теплоснабжение промышленных предприятий. Моисеев Б.В.
Учебное пособие по дисциплине "Источники и системы теплоснабжения
промпредприятий"для студентов специальности ПТ. Тюмень: ТюмГАСА,
2003.
Лист
ДП.13.02.01.ТЭС-86.21.ПЗ
Изм Лист
.
№ докум.
Подп.
Дата
65