4.12Внедрение двухконтурной схемы сетевой воды (выделение котельного контура)
Основные проблемы в эксплуатации котельных установок ПРК обусловлены физическим старением основного и вспомогательного оборудования.
К основным проблемам и «узким» местам в работе следует отнести:
выработка нормативного срока эксплуатации котлов ст. №№ 3…7, котлов ПТВМ-100 – 18 лет, котлов ПТВМ-180 – 20 лет, ДЕ 25 – 20 лет;
морально и физически устаревшая система контроля и управления котлов ст. №№ 3…7;
низкая надежность работы конвективных поверхностей нагрева котлов ст. №№ 3…6.
Надежность работы поверхностей нагрева пароводяного тракта
После пуска котла в 2007 г и наработки около 2000 часов на котле начались повреждения змеевиков ширм МКП-1. и труб ЗЭ в правой половине топки. Для определения и устранения причин повреждения труб поверхностей нагрева, были произведены испытания специалистами ОАО «ВТИ» г. Москва. По результатам испытаний выданы рекомендации по режимам эксплуатации и по конструктивным изменениям, обеспечивающие повышение надежности работы котла.
На котлах ПТВМ наблюдается высокое количество выхода из строя змеевиков нижних полусекций конвективного пакета, приблизительно один разрыв на 30…100 часов работы. Основными причинами является высокая удельная загрязнённость внутренних поверхностей нагрева, малый диаметр змеевиков и непосредственный контакт факела с поверхностями нагрева конвективного пакета при работе с верхним ярусом горелок.
Для повышения надёжности работы поверхностей нагрева водогрейных котлов ПРК необходимо поддерживать качество сетевой воды в соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации газомазутных водогрейных котлов типа ПТВМ» ТИ 34-70-051-86, РД 34.26.506.
Стоит так же отметить, что из-за частого повреждения поверхностей нагрева конвективных пакетов котлов ПТВМ происходит разрушение изоляции топки котлов. Дефекты и повреждения устраняются при проведении ремонтных работ.
Резкое повышение надёжности работы металла конвективных пучков котлов невозможно без внедрения двухконтурной тепловой схемы. Передача тепла от первого контура водогрейного котла должна проводиться через теплообменники сетевой воды. Количество теплообменников должно быть выбрано с запасом, обеспечивающим их очистку на ходу без ущерба для выдачи необходимого количества тепла. Введение промежуточного контура обеспечивает работу поверхностей нагрева водогрейных котлов на умягченной воде, что существенно увеличивает продолжительность их надежной эксплуатации.
Принципиально двухконтурная схема представлена на рисунке 4.14. Греющая вода из водогрейного котла 1 поступает в межтрубное пространство водо-водяного теплообменника, после которого циркуляционным насосом 2 данного контура возвращается в котел. Циркуляция нагреваемой сетевой воды в контуре системы теплоснабжения осуществляется с помощью насоса 4.
На ПРК предлагается реализовать следующую схему: греющая (контурная) вода после каждого водогрейного котла подаётся в водоводяные теплообменники, которые используются для подогрева сетевой воды. Циркуляция контурной и сетевой воды осуществляется собственными группами контурных и сетевых насосов, а подпитка контуров и теплосети - собственными группами насосов подпитки контура и подпиточных насосов теплосети.
За каждым водогрейным котлом предполагается установить по два водоводяных теплообменника типа ВВТ-420-30-25, предназначенных для подогрева воды в системах теплоснабжения, с водогрейными котлами (ПТВМ-180, КВГМ-180), включенными по двухконтурной схеме.
Основные характеристики теплообменника ВВТ-420-30-25
ВВТ-420-30-25 – водоводяной теплообменник вертикального типа производства ОАО «Сарэнергомаш» с поверхностью теплообмена 420 м2, рабочим избыточным давлением воды в трубной системе 30 кгс/см2 (3 МПа), рабочим избыточным давлением греющей воды в корпусе 25 кгс/см2 (2,5 МПа).
Трубная система может изготавливаться из нержавеющих (основная модификация), латунных и медноникеливых труб.
В теплообменнике осуществлено противоточно-перекрестное движение теплообменивающихся сред, которое создается с помощью систем перегородок «диск-кольцо» в корпусе аппарата.
В теплообменнике сетевая вода (как менее чистая среда) движется внутри трубок, что позволяет при необходимости производить очистку внутренней поверхности нагрева от загрязнений.
Для спуска воды из межтрубного пространства и выпуска из него воздуха аппарат снабжен соответствующими штуцерами.
Рисунок 4.14 – Двухконтурная схема
Для очистки внутренней поверхности труб пучка от загрязнений необходимо снять верхнюю и нижнюю камеры. При этом обеспечивается возможность глушения (выемки) поврежденных труб, и их замены, подвальцовки или подварки соответствующих концов труб.
Теплообменник устанавливается в вертикальном положении на стальные опоры и закрепляется болтами.
В таблице 4.46 представлены основные характеристики водоводяного теплообменника ВВТ-420-30-25.
Таблица 4.46 – Характеристики ВВТ-420-30-25
Наименование показателей | Ед.изм. | Значение |
Поверхность теплообмена | м2 | 420 |
Максимальное избыточное рабочее давлении в трубной системе | кгс/см2 (МПа) | 30 (3) |
Максимальное избыточное рабочее давлении в корпусе | кгс/см2 (МПа) | 25 (2,5) |
Температура греющей воды при номинальном режиме | °С | 150 |
Температура греющей воды при максимальном режиме | °С | 180 |
Максимальный расход сетевой воды | т/ч | 2100 |
Максимальный расход греющей воды | т/ч | 1540 |
Объем трубной системы | л | 3236 |
Объем корпуса | л | 6390 |
Масса теплообменника | кг | 15595 |
Масса теплообменника полностью заполненного водой | кг | 25221 |
Места размещения теплообменников на ПРК, компоновочные решения, схемы трубопроводов будут определены на последующих стадиях проектирования.
Предварительно на ПРК в качестве контурных насосов на каждом котле предполагается установка двух насосов типа CЭ-2500-60-11 производства ОАО «Сумский завод НАСОСЭНЕРГОМАШ» с расчетным расходом Q = 2500 м3/час, напором H = 60 м. вод. ст. Один из них резервный.
В таблице 4.47 представлены основные характеристики насосов.
Таблица 4.47 – Основные характеристики насоса типа СЭ-2500-60-11
Марка агрегата | Подача, м3/час | напор, м | частота вращения, об/мин | мощность, кВт | Габариты насоса, мм | Габариты агрегата, мм | Масса насоса, кг | Масса агрегата, кг |
СЭ 2500-60-11-1 | 2500 | 60 | 1500 | 630 | 2130х2305х1585 | 3790х2305х2005 | 3875 | 6610 |
Заполнение внутренних контуров котлов и их подпитка в процессе работы будет производиться питательной водой, с питательного деаэратора через узлы подпитки котлов.
Обратная сетевая вода от потребителей поступает на ПРК в коллектор обратной сетевой воды. Нагрев сетевой воды на ПРК будет производиться в водо-водяных теплообменниках водогрейных котлов.
Сетевыми насосами вода подается по параллельной схеме на водо-водяные теплообменники водогрейных котлов. После нагрева горячая вода направляется потребителям
Выводы:
Внедрение двухконтурной схемы позволит сэкономить на годовых затратах на привод контурных насосов циркуляции и подпитки водогрейных котлов, а также затратах на подпитку контуров водогрейных котлов. Поскольку представляется, что ежегодные затраты на электроэнергию и подпиточную воду для греющего контура существенно меньше затрат на их капремонты при сохранении традиционной одноконтурной схемы.
Кроме того, внедрение двухконтурной схемы позволит существенно снизить затраты на капитальные ремонты водогрейных котлов, а также затраты на химическую очистку поверхностей нагрева.
- 5 План – график реализации проекта 136
- 6 Капиталовложения в строительство 143
- 7 Оценка экономической эффективности 149
- 8 Заключение 169
- 9 Приложения и чертежи 172
- 1Общие положения и исходные данные
- 2Существующее состояние Томской тэц-3
- 2.1Краткая характеристика и основные показатели тэц
- 2.2Котельное оборудование
- 2.2.1Котел бкз-500-140-1 (ст. № 1а, 1б)
- 2.2.2Котел е-160-2,4-бт (ст. №№ ка-1, ка-2, ка-3, ка-4, ка-5)
- 2.3Турбинное оборудование
- 2.4Тепловая схема тэц
- 2.5Теплофикационная установка тэц
- 2.6Система технического водоснабжения
- 2.6.1Описание системы циркуляционного техводоснабжения
- 2.7Топливно-транспортное хозяйство
- 2.8Электротехническое оборудование
- 2.9Режимы работы тэц
- 3Существующее состояние Томской прк
- 3.1Краткая характеристика и основные показатели прк
- 3.2Котельное оборудование прк
- 3.2.1Котел кв-гм-140-150н (ст. № 1)
- 3.2.2Котел птвм-100 (ст. №№ 2, 3)
- 3.2.3Котел птвм-180 (ст. №№ 4, 5, 6)
- 3.2.4Котел де 25-14 гм (ст. № 7)
- 3.3Теплофикационная установка прк
- 3.4Система технического водоснабжения
- 3.5Топливно-транспортное хозяйство
- 3.5.1Характеристика сжигаемого топлива
- 3.5.2Мазутное хозяйство
- 3.5.3Газовое хозяйство
- 3.6Электротехническое оборудование
- 3.7Режимы работы прк
- 4Концепция развития тэц и прк. Перспективные тепловые и электрические нагрузки тэц
- 4.1Перспективные электрические нагрузки
- 4.2Перспективные тепловые нагрузки
- 4.3Перечень предлагаемых вариантов развития
- 4.4Установка паровой турбины №2 на тэц-3 для использования паровой мощности существующих энергетических котлов
- 4.4.1Предлагаемая концепция расширения Томской тэц-3 строительством паровой турбины т-60/65-130
- 4.4.2Основные технические характеристики турбины т-60/65-130
- 4.4.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- 4.4.4Тепловая схема станции
- 4.4.5Выбор вспомогательного оборудования
- 4.4.6Система технического водоснабжения
- 4.4.7Водоподготовительные установки
- 4.4.8Строительная часть
- 4.4.9Электротехническая часть
- 4.4.10Генеральный план
- 4.5Установка пгу-220 на Томской тэц-3
- 4.5.1Газотурбинная установка (гту) гтэ-160 оао «Силовые машины»
- 4.5.2Горизонтальный котел-утилизатор двух давлений для работы за газовой турбиной типа гтэ-160 «Силовые машины»
- 4.5.3Турбина паровая теплофикационная для пгу-220 по типу т-60/73-7,8/0,04
- 4.5.4Компоновочные решения
- 4.5.5Тепловая схема пгу-220
- 4.5.6Система технического водоснабжения
- 4.5.7Водоподготовительные установки
- 4.5.8Газоснабжение
- 4.5.9Дожимная компрессорная станция
- 4.5.10Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- 4.5.11Строительная часть
- 4.5.12Электротехническая часть
- 4.6Установка гту-тэц 110 мВт
- 4.6.1Газотурбинная установка гтэ-110
- 4.6.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гтэ-110
- 4.6.3Газоснабжение
- 4.6.4Дожимная компрессорная станция
- 4.6.5Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- 4.6.6Водоподготовительная установка
- 4.6.7Электротехнические решения
- 4.7Установка двух гту-тэц 110 мВт каждая
- 4.7.1Газоснабжение
- 4.7.2Водоподготовительные установки
- 4.7.3Дожимная компрессорная станция
- 4.7.4Хозяйство аварийной подачи дизельного топлива
- 4.7.5Электротехнические решения
- 4.8Расширение Томской тэц-3 строительством турбины типа т-185/220-130 и котла типа е-500-140
- 4.8.1Паровая турбина Тп-185/220-130-2
- 4.8.2Котлоагрегат типа е-500-13,8
- 4.8.3Компоновочные решения. Выбор площадки размещения турбоагрегата
- 4.8.4Выбор вспомогательного оборудования
- 4.8.5Тепловая схема станции
- 4.8.6Система технического водоснабжения
- 4.8.7Водоподготовительные установки
- 4.8.8Электротехническая часть
- 4.9Перевод оборудования тэц-3 на уголь
- 4.9.1Основные предпосылки для перевода тэц-3 с газа на уголь
- 4.9.2Перевод существующих котлов 2×е-500-140 на уголь
- 4.9.3Вариант 2 – перевод существующего оборудования тэц-3 на сжигание березовского бурого угля, в том числе котлов пвк
- 4.9.4Топливно-транспортное хозяйство
- 4.10Установка гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/ с дожиганием (порядка 100 Гкал/ч) на прк в рамках дпм
- 4.10.1Мощность и режим работы гту-16 с котлом-утилизатором без дожигания/с дожиганием
- 4.10.2Технологические решения
- 4.10.2.1Газотурбинная установка
- 4.10.2.2Водогрейный котел с возможностью работы в блоке с гт
- 4.10.3Генеральный план
- 4.10.4Компоновочные решения
- 4.10.5Тепловая схема
- 4.10.6Топливное хозяйство
- 4.10.7Система технического водоснабжения
- 4.10.8Водоподготовительные установки (впу)
- 4.10.9Архитектурно-строительные решения
- 4.10.10Электротехническая часть
- 4.11Оптимизация состава оборудования прк с учетом проекта по дпм, предпочтительных вариантов развития тэц-3 и имеющихся тепловых нагрузок
- 4.12Внедрение двухконтурной схемы сетевой воды (выделение котельного контура)
- 5План – график реализации проекта
- 6Капиталовложения в строительство
- 7Оценка экономической эффективности
- 7.1Основные технико-экономические показатели
- 7.2Нормативно-методическая база
- 7.3Макроэкономическое окружение
- 7.4Система налогообложения
- 7.5Ставка дисконтирования
- 7.6Инвестиции в строительство
- 7.7Источники финансирования
- 7.8Общие данные для расчета экономической эффективности
- 7.8.1Амортизационные отчисления
- 7.8.2Затраты на ремонт
- 7.8.3Стоимости и тарифы
- 7.8.4Темпы роста нерегулируемых цен на «новую» мощность
- 7.9Экономическая эффективность проекта строительства турбины т-60
- 7.11Экономическая эффективность проекта установки пгу-220
- 7.12Экономическая эффективность проекта строительства гту-тэц с газовой турбиной 110 мВт
- 7.13Экономическая эффективность проекта строительства двух гту-тэц с газовыми турбинами 110 мВт и тепловой магистрали
- 7.14Выводы по окупаемости проектов установки нового генерирующего оборудования
- 7.15Экономическая эффективность проектов по переводу Томской тэц-3 с газа на сжигание угля
- 7.16Анализ чувствительности
- 8Заключение
- 9Приложения и чертежи