Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей в условиях ТЭЦ

Министерство  образования и науки Республики Казахстан   Карагандинский  государственный технический университет               ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ     На тему: «Повышение технико – экономической эффективности работы тепломеханического оборудования теплосетей  в условиях ТЭЦ»

 

 

 

 

Содержание

 

Введение

 

1  Техническое состояние теплофикационного  оборудования и тепловых сетей   в условиях КарТЭЦ - 3 

      1.1  Принципиальная  тепловая схема тепломеханического  оборудования КарТЭЦ -3

      1.2 Схема подключения  и техническое состояние теплофикационного  оборудования ТЭЦ – 3 

    

2    Гидравлический и температурный  режимы тепловых сетей

      2.1  Методы гидравлического расчета  тепловых сетей

      2.2.  Расчет пропускной способности  трубопроводов водяных, паровых  и конденсационных тепловых сетей.

      2.3.  Расчетные расходы теплоносителя  

      2.4. Схемы тепловых сетей

      2.5.   Эксплуатация  тепловых сетей

     

       3  Разработка  оптимальных гидравлического и  температурного режимов тепловых  сетей, обслуживаемых КарТЭЦ – 3

       3.1 Разработка  комплекса технических мероприятий  по повышению эффективности работы  котельного и турбинного оборудования  в условиях КарТЭЦ -3

      3.2  Расчет гидравлического  и температурного режимов теплосети   КарТЭЦ -3

      

    4 Технико – экономическая эффективность и охрана труда

         4.1 Экономическая  эффективность предлагаемых мероприятий

           4.2 Техника  безопасности и охрана труда  в эксплуатационном районе

 

Заключение

 

Список  использованной литературы

 

 

 

 

 

 

 

      Введение

 

   В последние годы из-за  увеличения  потребности населения,  различных промышленных отраслей  и социальной сферы в дешевой  тепловой энергии на фоне ухудшающейся  экологической обстановки (выбросы  в атмосферу продуктов сгорания  химического топлива, загрязнение  водоемов  ядосодержащими продуктами работы промышленных предприятий)  проблема повышения технико – экономических и экологических показателей тепловых электрических станций и тепловых сетей, решаемая путем организации технических мероприятий по повышению располагаемых напоров и снижению расходимости по температуре прямой и обратной  в трубопроводах, становится актуальной. Очень остро данный вопрос проявляется на примере развитых в промышленном отношении городов Казахстана, в частности для теплоснабжения г. Караганды, что определяет актуальность выбранной темы данного дипломного проекта.

Расчет  гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, в сочетании  с изучением оптимального режима работы теплофикационного оборудования тепловой электрической станции (подогреватели  сетевой воды (бойлера), конденсатные, сетевые и циркуляционные насосы), должен опираться на изучение существующей гидравлики тепловых сетей, видов, процессов и оборудования производства, правил технической эксплуатации и устройств теплотехнических установок.

Анализ  технико-экономических показателей  работы теплофикационного оборудования тепловых сетей  в условиях ТЭЦ  – 3 г. Караганды указывает на низкие теплотехнические параметры подогревателей сетевой воды, циркуляционных и сетевых насосов и как следствие на низкие располагаемые напоры у потребителей. 

При таких  условиях организация технических  мероприятий по повышению технико – экономической эффективности работы  Карагандинской ТЭЦ – 3 становится наиболее актуальной в рамках решения вопросов по улучшению показателей системы горячего водоснабжения г. Караганды.   

Целью данного  дипломного проекта является разработка оптимальных гидравлического и  температурного режимов работы тепловых сетей, обеспечиваемых горячей водой  от ТЭЦ – 3 г. Караганды.  Для достижения  поставленной цели были поставлены следующие задачи:

1. Изучение существующих гидравлического и температурного режимов работы тепловых сетей от ТЭЦ -3 г.Караганды.
2. Анализ технического состояния теплофикационного оборудования и тепловых сетей в системе горячего водоснабжения от ТЭЦ-3 г. Караганды.
3. Теплотехнический расчет теплофикационного оборудования в условиях ТЭЦ-3.
4. Разработка технических мероприятий по достижению оптимальных гидравлического и температурного режимов работы тепловых сетей для ТЭЦ-3 г.Караганды.

      1  Техническое  состояние теплофикационного оборудования  и тепловых сетей  в условиях  Карагандинской ТЭЦ - 3 

     

      1.1  Принципиальная тепловая схема тепломеханического оборудования Карагандинской ТЭЦ -3

     

       ТЭЦ-3 – круглогодичный источник  электрической энергии и тепла,  сетевой воды с давлением в  подающем трубопроводе 14 ати, в обратном трубопроводе 1 ати, имеет семь котлов БКЗ -420 -140 -5, производительностью 420 т/час, 250 Гкал, давлением острого пара 140 ата, температурой перегретого пара 560°С. КПД станции 98,8%. Расчётный циркуляционный режим 11945 т/ч, подпитка 2800 т/ч.

     На каждом котле по четыре  бункера и по четыре мельницы, пылепроизводительностью 18 т/ч экибастузского угля. В каждом котле расположены четыре двухпоточные горелки.

     Марки насосов, установленные  на втором подъёме: СЭ-2500/180, с  рабочим давлением на входе  насосов 8 кгс/см²;  электородвигатели типа 2А- 3М-1600/600 у4, 4А-3М31600/600 ухл4, мощностью 1460 кВт, с частотой вращения 2975 оборотов в минуту.

     В принципиальной  тепловой схеме тепломеханического  оборудования ТЭЦ – 3 (рисунок  2): ЦТРП-1 – центральный тепловой  распределительный пункт, К/А  – котельный агрегат, ЦВД –  цилиндр высокого давления, ЦСД  – цилиндр среднего давления, ЦНД – цилиндр низкого давления, ПСН – подпорные сетевые насосы  первого подъёма, ПСГ - 1,2 –  подогреватели сетевые горизонтальные, КЭН – конденсатный электронасос, ПНД – подогреватель низкого  давления (4 подогревателя), ПВД –  подогреватели высокого давления (3 подогревателя), ПЭН – подогревательный  электронасос, ПСВ – подогреватель  сетевой воды, СЭН – сетевые  электронасосы второго подъёма,  АБ – аккумуляторные баки.

      Тепловая схема  ТЭЦ-3 включает шесть насосов подпитки  тепловой сети. Деаэраторы ДВ-800 шестиатмосферные в количестве 11 штук, четыре турбоагрегата Т-110/120-130-3, номинальной электрической мощностью 110 МВт, тепловой мощностью 175 Гкал/час, номинальный расход пара 480 т/час, расход пара в конденсатор 18 т/ч, общей мощностью 700 Гкал/час. Имеет в своём составе 8 бойлеров турбин ПСГ, с теплообменной площадью нагрева 2300 м², и пиковые бойлера в количестве 11 штук с теплообменной площадью 500 м². Водоснабжение станции осуществляется по двум трубопроводам диаметром 900 и 1000 мм питьевой водой. Основным топливом является Экибастузский уголь.

      Резервное топливо  – мазут, который используется  для растопки котлов и подсветки  при отключении пылесистем. Запас мазута хранится в трёх баках общей ёмкостью 2100 м³.

     Годовой расход мазута  – 3,701 тыс.тн. или 5041 т.у.т., что составляет 0,41%  от общего количества условного топлива.

      1.2 Схема подключения и техническое состояние теплофикационного оборудования ТЭЦ – 3 

 

      С ТЭЦ-3 выходят две очереди,  диаметром 1000 мм и 1200 мм, доходят до ЦТРП-1. ЦТРП-1 располагается после ТЭЦ-3, здесь идёт распределение теплоносителя по трём магистралям: М-4А диаметром 1200мм, М-4 диаметром 820мм, М-3 диаметром 800мм. Технологическая схема магистралей приведена на рисунке 1. На ЦТРП-1 установлены три насоса марки 200Д-90, производительностью 594 м³/час, напором водяного столба 35 м, диаметром рабочего колеса 500 мм. Три электродвигателя: два электродвигателя типа М-280М2-4, мощностью 200 кВт, 1480 оборотов в минуту, два электродвигателя типа М-280МL-6, мощностью 132 Квт,1000 оборотов в минуту. Установленная мощность 532 кВт. На ЦТРП-1 имеются два бака-аккумулятора по 2000 м³ каждый. Теплотрасса М-4 обслуживает зону «Сельмаш», теплотрасса М-3 обслуживает остальные районы Майкудука: микрорайоны 18,19, 1 и 2 кварталы, улицы Белинского, Архитектурная, Щорса, Лихачёва. М-4А проходит транзитом через Майкудук и в П-5 соединяется с М-3. У ОН-87 с М-3 отходит отпайка М-5 на мкр. Степные 1,2,3,4, мкр. 27,28/1,28/2,29, 30. У ОН-87 с М-3 отходит отпайка М-10 на Гульдер,1,2.

     Далее от ОН-87 проходит М-3б  до конечных потребителей улицы  Ермекова. С ТЭЦ-3 выходит ещё одна трасса М-8 диаметром 800мм до Пришахтинска и Сортировки.

       Организация,  транспортирующая тепловую энергию  от источника до потребителя,  называется ТОО «Теплотранзит Караганда», которая поддерживает температурный и гидравлический режимы на тепловых сетях и на вводах потребителей. На тепловых сетях г. Караганды расположены двенадцать магистральных насосных, на одной из которых работают баки-аккумуляторы, предназначенные для поддержания гидравлического режима. На распределительных тепловых сетях расположены 48 насосных станций, узлов смешивания, ЦТП, которые работают в различных режимах: подмес-подкачка, откачка, подмес-откачка, подкачка. В отопительный период 2010-11г. работали по температурному графику 150/70 ⁰С.

      Тепловые сети  Юго-Востока и центра города имеют кольцевую схему работы, остальные районы радиальную.

     На Карагандинской ТЭЦ – 3 основными  подогревателями сетевой воды  являются ПСГ №1 – 2300 –2-8-1, ПСГ № 2 –2300-3-8-1.

     Пар на них поступает из  теплофикационных отборов турбин, имеющих тепловую мощность 87,5 Гкал/ч  при расходе пара на турбину  485т/ч, с параметрами t = 555⁰С, Р = 130 кгс/см².

      Теплопроизводительность отборов ТГ  ПСГ и ПСВ -  692 Гкал/ч. Теплопроизводительность ПБ и ПГВ 510 Гкал/ч. Итого расчетная теплопоизводительность теплообменного оборудования ТЭЦ - 1202 Гкал/ч.

     

 

  В котельном цехе ТЭЦ –  3 установлены 7 котлов БКЗ –  420 – 140, с параметрами пара  за котлом t= 560⁰С, Р=140 кгс/см²  теплопроизводительностью 250Гкал/ч. 7х250 = 1750 Гкал/ч (рисунок 3).

 

 

 

2    Гидравлический и температурный  режимы тепловых сетей

 

      2.1  Методы гидравлического расчета  тепловых сетей

 

      2.1.1  Задачи гидравлического расчета тепловых сетей

    

      Основной задачей гидравлического  расчета является определение  диаметров трубопроводов, а также  потерь давления на участках  тепловых сетей. По результатам  гидравлических расчетов разрабатывают  гидравлические режимы систем  теплоснабжения, подбирают сетевые  и подпиточные насосы, авторегуляторы, дроссельные устройства, оборудование тепловых пунктов.

      Гидравлический расчет тепловой  сети производится с целью  определения гидравлического сопротивления  каждого участка тепловой сети, начиная от источника тепла   до самого концевого потребителя. 

     

     2.1.2  Расчет потерь давления в тепловой сети. Потери давления на трение и местные сопротивления трубопроводов

    

     При движении теплоносителя по  трубам полные потери давления  ΔР складываются из потерь  давления на трение ΔР_л (гидравлическое сопротивление стенок трубопровода потоку жидкости или газа) и потерь давления в местных сопротивлениях ΔР_м:

 

                                            ΔР = ΔР_л + ΔР_{м  .}                                                                        (1)

                                                                                    

     Потери давления на трение  ΔР_л определяют по формуле

 

                                                  ΔР_л = RL                                                     (2)  

                                                  

где R – удельные потери давления, Па/м, определяемые по формуле

                                                  

.                                                   (3)    

 В  формулах (2), (3) приняты следующие  обозначения:

λ – коэффициент гидравлического трения;   

d – внутренний диаметр трубопровода, м;    

p – плотность теплоносителя, кг/м³; 

w – скорость движения теплоносителя, м/с;     

L – длина трубопровода, м.

 

Потери давления в местных сопротивления  ΔР_м определяют по формуле

                                     ,            (4)                                                          где ξ – сумма коэффициентов местных сопротивлений.

 

      Потери давления в местных  сопротивлениях определи из выражения

 

                                      

,                                                                                       (5)                                                                                                                                     

где L_э – эквивалентная длина местных сопротивлений

 

                                                  L_э =  Σξ

.                                                   (6)