КПД комбинированного цикла

     ВВЕДЕНИЕ	5
1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ 
ГТУ В ПАРОГАЗОВЫХ ЦИКЛАХ	6
1.2. КПД комбинированного цикла. Классификация ПГУ.	7
1.3.Многоконтурные системы.	10
2. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА САМАРСКОЙ ТЭЦ	18
3. ОБОСНОВАНИЕ РАСШИРЕНИЯ САМАРСКОЙ ТЭЦ	18
4. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН	19
5. ОПИСАНИЕ ГЛАВНОГО КОРПУСА	20
6. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИИ	21
     6.1.Характеристика основного оборудования	21
       6.2. Краткое описание энергетического котла БКЗ-420-140 НГМ	22
     6.3.Краткое описание водогрейного котла КВГМ-180	26
     6.4.Краткое описание водогрейного котла ПТВМ-100	28
     6.5.Краткое описание турбины Т-100/120-130-3	30
     6.6.Краткое описание турбины ПТ-60-130/13	33
     6.7.Краткое описание турбины Р-50-130/13	35
     6.8. Краткое описание турбины GEMS6001FA (проектируемая)	36
     7.ВСПОМОГАТЕЛЬНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ	38
     7.1.Регенеративные воздухоподогреватели	38
     7.2. Калориферы	39
     7.3.Насосы	39
     7.4.Быстродействующие редукционно-охладительные установки	40
     7.5.Вспомогательное оборудование машинного зала	41
     8.РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ГАЗОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ 
                   С КОТЛОМ УТИЛИЗАТОРОМ	42
     8.1.Исходные данные для расчета	42
     8.2.Определение теплофизических характеристик уходящих газов	43
     8.3.Расчет котла-утилизатора	43
     8.4. Экономические показатели	46
     9.ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОГАЗОВОЙ ТЭС ЗА СЧЕТ
                   ПОДОГРЕВА ТУРБИННОГО КОНДЕНСАТА	47
     10.ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРОЕКТА	51
     10.1.Исходные данные для расчета	51
     10.2.Обоснование величины капитальных вложений
      в инвестиционный проект	52
     10.3.Определение дополнительных отпусков электроэнергии и теплоты	53
     10.4.Определение эксплуатационных расходов для расширяемой
      части ТЭЦ	53
     10.5.Определение показателей себестоимости электрической и тепловой 
                 энергии для расширяемой части ТЭЦ	55
     10.6.Финансово-экономический анализ по программе «Alt-Invest-Prim»	60
     10.7.Итоговые результаты оценки эффективности проекта	60
     10.8.Заключение	52
     11.ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ	66
     12.ВОДОПОДГОТОВКА	68
     13. ГАЗОВОЕ ХОЗЯЙСТВО	70
     14. МАЗУТНОЕ ХОЗЯЙСТВО	71
     15.ОХРАНА ТРУДА	73
     15.1. Требования к персоналу ТЭЦ	74
     15.2. Требования к территории и рабочим местам	75
     15.3. Пожарная безопасность	75
     15.4. Электробезопасность	76
     15.5. Требования к оборудованию	77
     15.6. Требования безопасности ГТУ	78
     15.7. Системы технологических защит	78
     ЗАКЛЮЧЕНИЕ	80
     Список литературы	81
     Приложения	83
        Приложение 1. Техническое задание	84
        Приложение 2. Спецификации к графической части дипломного проекта	
     ВВЕДЕНИЕ
     Паротурбинные установки (ПТУ) составляют ядро современной энергетики. Их применяют, как на тепловых, так и на атомных электростанциях. Эффективность работы паротурбинной установки определяется конфигурацией осуществляемого термодинамического цикла, параметрами используемого водяного пара и качеством изготовления каждого из ее агрегатов. Главными достоинства ПТУ – это возможность создания установок очень большой единичной мощности (до 1000 МВт и выше) и использования всех видов топлива, включая ядерное. Однако их экономичность невысока, они сильно зависимы от источников водоснабжения в следствии значительного ее потребления для конденсации отработавшего пара в конденсаторах турбин, а также для них свойственна большая металлоемкость агрегатов и определенное этим продолжительное время пуска установки из холодного состояния. [1-3]
     Тем не менее наиболее перспективны газотурбинные и парогазовые установки, их роль в мировой энергетике усиливается с каждым годом, это обусловлено их высоким КПД, маневренностью и умеренной удельной стоимостью, надёжностью.
      На сегодняшний день возводятся преимущественно ПТУ бинарного типа, в них выхлопные газы после газовой турбины имеют температуру 550 - 650 °С, затем охлаждаются приблизительно до 100 °С. Давлением пара может быть до 17 Мпа, а температура после пароперегревателя 520 - 565 °С. [16] 
     Большое количество проектов ПГУ данного типа реализовано в разных странах [17]. Они обеспечивают низкий уровень вредных выбросов в атмосферу, меньшие потребности ПГУ в охлаждающей воде и меньшее тепловое загрязнение окружающей среды по сравнению с ПТУ аналогичной мощности. [2].
     Положительная динамика по внедрению парогазовых технологий наблюдается и в России. Этому содействует стремительное развитие рыночных отношений в отечественной энергетике и государственные постановления, предусматривающие к 2030 г. - перевод на парогазовый цикл ТЭС и КЭС основным видом топлива на которых является природный газ. 
     В следствии сильного морального и физического износа замена паросилового оборудования, работающего на газу, на парогазовое оборудование очевидна и имеет огромное значение для будущего страны.
     Цель настоящей работы – проанализировать тепловую схему Самарской ТЭЦ и предложить способ покрытия дефицита водяного пара для работы оборудования в номинальном режиме за счет применения парогазовых технологий.
     В работе изложены результаты по разработке тепловой схемы газотурбинной установки с котлом-утилизатором и методики ее расчета применительно к Самарской ТЭЦ. Уделено внимание исследованию существующих схем ПГУ различного типа, вариантов их применения, проанализирована тепловая схема и изучено оборудование Самарской ТЭЦ, предложен вариант повышение ее эффективности за счет использования низкопотенциальной теплоты.
     Выполненные расчеты, результаты обобщены и опубликованы в научно-техническом журнале "Энергосбережение и водоподготовка №6 (104)"[13], а также на МНК:
VIII международная школа-семинар молодых ученых и специалистов "Энергосбережение – теория и практика 2016", МЭИ, г. Москва;X Всероссийская научная конференция молодых ученых "Наука. Технологии. Инновации.", НГТУ, г. Новосибирск[14];XХIII международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов "Радиоэлектроника, Электротехника и Энергетика", МЭИ, г. Москва.[15]
     Научная ценность работы заключается в предложении и обосновании технического решения варианта увеличения расхода водяного пара высокого давления на Самарской ТЭЦ за счет установки газовой турбины с котлом-утилизатором и разработки тепловой схемы ГТУ с КУ особенностью которой является подача пара высокого давление в главный паропровод, а так же доработки существующей тепловой схемы путем предложения схемы подогрева конденсата, на входе в котел-утилизатор, сетевой водой из обратного трубопровода и разработки методики расчета схемы подогрева конденсата. 
 ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ГТУ В ПАРОГАЗОВЫХ ЦИКЛАХ
     В России исследования комбинированных термодинамических циклов с 1934 года выполнялись в ЦКТИ [18], где в послевоенные годы А. Н. Ложкин разработал ПГУ с ВПГ с более высокой, чем в котле Велокс, температурой газов перед газовой турбиной, которая развивала более высокую мощность, чем требовалась для привода компрессора. Избыточная мощность газовой турбины вместе с паровой турбиной обеспечивала более высокий, чем в паровом цикле, КПД. При этом обеспечивалось также значительное снижение металлоемкости энергоустановки. 
     На базе разработок ЦКТИ в 1960 г. были построены ПГУ с ВПГ на ТЭС в Ленинграде, а в 1972 г. на Невинномысской ГРЭС была пущена ПГУ мощностью 170 МВт. 
     Параллельно с разработкой ПГУ с ВПГ в ЦКТИ проводились исследования ПГУ со сбросом газов в традиционный энергетический котел. В 1967 г. на ТЭЦ ЦКТИ для исследования рабочих процессов и оборудования была пущена парогазовая установка со сбросом выхлопных газов ГТУ в котел. Мощность ГТУ составила 1,5 МВт, паровой турбины - 6 МВт. В 1979 - 1980 г. г. были введены в действие две одинаковые ПГУ мощностью по 250 МВт со сбросом отработавших в ГТУ газов в котел (ПГУ-250) на Молдавской ГРЭС, также разработанные в ЦКТИ. В этих ПГУ использована ГТУ мощностью 35 МВт. Теоретические работы в области комбинированных парогазовых установок проводились также в Саратовском политехническом институте (А.И. Андрющенко), в Ленинградском политехническом институте (И.И. Кириллов и В.А. Зысин) и др. В ВТИ бинарные парогазовые установок с преобладающей долей газотурбинной мощности начали разрабатываться в 1970-е годы. Они ориентировались на отечественные мощные высокотемпературные газотурбинные установки [19].
     Нельзя не упомянуть о работах по комбинированным циклам с предельными термодинамическими параметрами рабочего тела - с прямым преобразованием тепловой энергии в электрическую в верхнем цикле. Работы по магнитогидродинамическому преобразованию энергии проводились в Институте высоких температур АН СССР (ИВТ АН СССР) с 1965 по 1990 год. Под его научным руководством в 1985-1990 годы реализовывался амбициозный проект - строительство МГД-500 электростанции мощностью 582 МВт (270 МВт МГД-генератор и 312 МВт паротурбинный блок СКД) на Рязанской Опытной Электростанции (РОПЭС, позднее ГРЭС-24 Мосэнерго, сейчас блок №7 Рязанской ГРЭС). По данным ИВТ АН СССР номинальная мощность блока должна была составлять 691 МВт, расход электроэнергии на собственные нужды - 5,1%, среднегодовой КПД нетто - 47,8 %. Удорожание МГДЭС-500 по сравнению с блоками СКД той же мощности оценивалось в 25 % [20]. Этот проект, разработанный ИВТ АН СССР и институтом «Атомтеплоэлектропроект», завершился вводом в эксплуатацию в 1990 году паротурбинной части МГД-500. МГД-генератор так и не был создан по технологическим причинам. 
     Работы по термоэмиссионному (термоэлектронному) преобразованию энергии для использования на тепловых электростанциях проводились с конца 70-х годов Институтом атомной энергии им. И.В.Курчатова с участием ВТИ. В течение десяти лет была разработана концепция использования термоэмиссионных преобразователей в газомазутных и пылеугольных котлах [21], испытаны материалы для эмиттерной оболочки. В 1991 году все работы по прямому преобразованию тепловой энергии в электрическую применительно к тепловым электростанциям в России прекратились. Не последнюю, а может быть и решающую роль в этом сыграл технологический прорыв в газотурбостроении, обеспечивший в 80-е годы увеличение начальной температуры газов сначала до 1000 С, а сегодня до 1500°С.
  КПД комбинированного цикла. Классификация ПГУ.
     Если комбинированный цикл состоит из ГТУ и присоединённого паросилового цикла (установки), то уравнение для КПД парогазовой установки будет выглядеть так: 
     ?_Э^ПГУ = f_(гту )? ?_Э^ГТУ + (1 — f_(гту )??_Э^ГТУ) · ?_псу                                                                  (1.1)
     где f_(гту ) - относительная доля тепла, подводимого в ГТУ от общего количества подводимого в ПГУ. Она характеризует степень бинарности ПГУ. КПД паросиловой установки является произведением КПД турбинной установки и КПД котла:?_псу= ?_псу??_к
     Если топливо в паросиловой цикл не подводится (f_(гту )=1), то (1.1) превращается в выражение для чисто бинарной ПГУ: 
     ?_псу = ?_гту + (1 — ?_гту) · ?_псу                                                                                          (1.2)
     На рисунке 1.1 показано влияние на КПД ПГУ экономичности её паросиловой части и относительной доли подводимого в ГТУ количества тепла от общего количества подводимого в ПГУ. 
Рис.  1.1. КПД ПГУ при f=l и 0,3
     Из рисунка следует, что относительное уменьшение количества тепла, подводимого в ГТУ (f_(гту )), может компенсироваться увеличением КПД ПСУ. В данном примере, если КПД ПСУ равен 0,3 при f_(гту ) = 1, а при f_(гту )= 0,3 увеличивается до 0,45, то есть, в 1,5 раза, КПД ПГУ с f_(гту )= 0,3 экономичнее ПГУ с f_(гту ) = 1 при КПД ГТУ менее 0,28. В настоящее время такая ситуация маловероятна. И вот почему. 
     На рисунках 1.2 и 1.3 показаны термические КПД простого паросилового цикла (без системы регенеративного подогрева питательной воды) с сопряжёнными параметрами пара. Из рассмотренных вариантов самый низкий термический КПД - 34,25 % - имеет цикл с параметрами пара 4 МПа, 450 °С без промперегрева пара. Если при этом учесть КПД котла, то КПД ПСУ составит около 30 %. Если такой КПД обеспечит ГТУ с КПД ниже 28 %, то для достижения или превышения КПД ПГУ при f_(гту )= 0,3 необходим КПД ПСУ более 45 %, то есть, потребуется сверхкритическое давление, и температура пара выше 600 °С. Это, во-первых. Во-вторых, современные ГТУ имеют КПД 35-40 %, то есть, в зоне абсолютного преимущества ПГУ с f_(гту ) = 1. Вследствие этого альтернативы чисто бинарным ПГУ на газообразном топливе не существует. 
     Рис.  1.2. Термический КПД цикла без промперегрева пара
	
Рис. 1.3. Термический КПД цикла с промперегревом пара 

     Степень бинарности является характерным признаком технологической схемы ПГУ. По этому признаку классифицированы ПГУ на рисунке 1.4.
Рис.  1.4. Классификация парогазовых технологий


     Все парогазовые установки используют бинарный цикл, т.к. рабочими телами являются продукты сгорания топлива в ГТУ и водяной пар в паровой турбине. Если рабочее тело верхнего цикла не изменяет температуру на входе в нижний цикл (отсутствует дополнительное сжигание топлива) будем называть парогазовую установку бинарной, в противном случае - частично бинарной. Как показано выше, при использовании современных ГТУ частично бинарная ПТУ уступает по экономичности бинарной ПГУ. 
     Парогазовые установки бинарного типа могут быть созданы как на газообразном и жидком, так и на твёрдом топливе. В парогазовых установках с частичной бинарностью(f_(гту )< 1) перед присоединённой частью осуществляется дополнительное сжигание топлива. И в этом случае возможны различные варианты технологических схем ПГУ, которые по взаимосвязи газовых трактов ГТУ и котла присоединённой части можно характеризовать как параллельные и последовательные (сбросные) схемы. 
     В параллельных схемах газовые тракты ГТУ и котла присоединённой части не связаны, ПГУ формируется за счёт связей по пароводяному тракту, через который тепло выхлопных газов ГТУ поступает в присоединённую часть. Поэтому в котле присоединённой части возможно использование разных видов дополнительного топлива. В сбросных схемах газовые тракты ГТУ и котла присоединённой части связаны и, если выхлопные газы ГТУ подаются в горелочные устройства котла, то вид сжигаемого в них топлива играет важную роль, так как от его реакционной способности зависят условия воспламенения и выгорания. Так, отсутствуют проблемы сжигания в среде выхлопных газов ГТУ газообразного и жидкого топлива, при определённой организации топочного процесса возможно сжигание пыли бурых углей и невозможно сжигание пыли тощих и каменных углей. Если же выхлопные газы ГТУ подаются не в горелочные устройства котла, то вид топлива котла присоединённой части может быть любым.
  Многоконтурные системы
     Главный принцип, который должен соблюдаться при передаче тепла рабочему телу энергетического цикла - это обеспечение максимально возможной выходной температуры рабочего тела при минимальных оправданных экономически температурных напорах. 
     Следуя положениям, изложенным в предыдущем разделе, можно утверждать, что максимальная утилизация теплоты выхлопных газов с максимальной выработкой пара предельно возможной температуры будет достигаться при противоточной схеме движения теплоносителей в пароперегревателе и экономайзере и системе парогенерирующих контуров, расположенных противотоком по отношению к движению потока газов. Наиболее эффективная и простая схема многоконтурной системы показана на рисунке 1.10. В этой схеме генерируется максимальное количество пара при максимально возможной температуре, но при различных давлениях. Вырабатываемый системой пар направляется в паровую турбину, в те ее отсеки, где параметры пара соответствуют параметрам пара сгенерированного системой. 



Рис.  1.5. Многоконтурная утилизация тепла выхлопных газов ГТУ

     Ниже рассмотрены результаты исследования влияния количества парогенерирующих контуров на глубину утилизации тепла выхлопных газов ГТУ и показатели ПГУ. В основу анализа положен рабочий процесс в паровой турбине, представленный на рисунке 1.11. При расчетах выполнялось сопряжение параметров пара на выходе из каждого контура КУ с параметрами пара на линии рабочего процесса в паровой турбине. Расчеты выполнялись при умеренных показателях газотурбинной части ПГУ (КПД ГТУ 37%, температура отработавших газов 550 °С). Их конечной целью являлось определение мощности и КПД ПГУ, а также теплопередающей способности элементов котла-утилизатора (КН - произведение коэффициента теплопередачи на величину поверхности нагрева). В конечном счете, КН определяет массу и размеры котла-утилизатора.
     На рисунках 1.12-1.19 представлены основные результаты выполненных расчетов одно-, двух-, трех- и четырехконтурных систем утилизации тепла выхлопных газов ГТУ.
     В одноконтурной схеме с увеличением давления пара по линии процесса расширения пара в турбине её мощность и КПД увеличиваются (рисунки 1.12, а и б), а КПД котла-утилизатора снижается (рисунок 1.13). Однако КПД паросиловой части ПГУ увеличивается, так как темп роста КПД турбины больше, чем темп снижения КПД котла-утилизатора (рисунки 1.12, б, 1.13). Естественно, это обеспечивает увеличение мощности и КПД ПГУ (рисунки 1.12, а и б). Влияние давления пара в одноконтурной схеме положительно при давлении ниже 6 МПа. При более высоких давлениях увеличивается и необходимая теплопередающая способность котла-утилизатора КН (рисунок 1.12, в).

























Рис.  1.6. Процесс расширения в типичной паровой турбине двухконтурной ПГУ
       В двухконтурных схемах мощность паровой турбины и её КПД выше, чем в одноконтурной схеме (рисунок 1.14), но на них влияет давление пара за контуром низкого давления (рисунки 1.15) - чем оно выше, тем выше КПД турбины и, соответственно, мощность. Однако при этом снижается КПД котла- утилизатора, снижая общий КПД паросиловой части. Максимальные значения мощности и КПД достигаются в следующих сочетаниях:
8,5 МПа/535 °С - 0,75 МПа/215 °С
7,6 МПа/514 °С - 0,75 МПа/215 °С 
6,0 МПа/480 °С - 0,5 МПа/174 °С 
5,0 МПа/450 °С - 0,38 МПа/150 °С
     Значения мощности, КПД и КН при этих сочетаниях представлены на рисунках 1.14, а, б, в. Увеличение высокого давления пара увеличивает мощность паровой турбины, КПД паросиловой части и требует одновременно увеличения теплопередающей способности котла-утилизатора.
Рис.  1.7. Влияние давления пара на мощность (а), КПД (б) и КН (в) одноконтурной 
ПГУ 
Рис.  1.8. Влияние давления пара в одноконтурной ПГУ


Рис.  1.9. Влияние давления пара ВД на мощность (а), КПД (б) и КН (в) двухконтурной ПГУ






Рис.  1.10. Влияние давления пара НД в двухконтурной ПГУ а) давление пара за верхним контуром 8,5 МПа, б) давление пара за верхним контуром 7,6 МПа, в) давление пара за верхним контуром 6 МПа, г) давление пара за верхним контуром 5 МПа

     В трехконтурных схемах снижение давления в третьем контуре увеличивает мощность, вырабатываемую паром с параметрами второго контура (пар в турбине + пар из второго контура). За счет этого КПД паровой турбины и паросиловой части немного увеличиваются (на 0,05-0,1%, абс). Максимальные значения мощности и КПД для пара с давлением 7,6-8,5 МПа находятся в диапазоне давлений третьего контура 0,34-0,39 МПа. Более заметное влияние оказывает давление пара из первого контура (рисунок 1.16, а, б, в). Мощность паровой турбины при повышении давления с 7,6 МПа до 8,5 МПа увеличивается на 1,3 %, а КПД ПГУ - на 0,25 % (абс). 
     Наличие четвёртого контура лишь немного улучшает показатели паросиловой части ПГУ. При этом изменение давления пара за четвертым контуром практически не сказывается на мощности и КПД паросиловой части. На рисунках 1.17 - 1.20 показано влияние количества контуров на показатели паросиловой части при оптимизированных параметрах пара. Наибольший эффект достигается при переходе от одного к двум контурам. При дальнейшем увеличении количества контуров эффект снижается, но остается положительным. При этом необходимо отметить, что максимальный положительный эффект во всех случаях достигается при увеличении сопряженных параметров пара и количества контуров

Рис.  1.11. Влияние давления пара на мощность (а), КПД (б) и КН (в) трёхконтурной 
ПГ


Рис.  1.12. Влияние количества контуров на мощность и КПД ПГУ


Рис.  1.13. Влияние количества контуров на мощность и КПД ПСУ ПГУ

 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА САМАРСКОЙ ТЭЦ
     
     Самарская ТЭЦ относится к станциям типа ЗИГМ (заводского изготовления, газомазутная). Это одна из более чем десятка станций, которая была построена по проекту, разработанному в 60х прошлого века в СССР институтом ВНИПИэнергопром. Это были проекты станций, состоящие из типовых строительно-технологических секций, узлов и деталей повышенной готовности. К таким станциям относятся так же (Северо-двинская, Каунайская, Ижевская, Красноярская и тд.).
     Розжиг первого водогрейного котла ПТВМ-100 на Самарской ТЭЦ был осуществлен 1 ноября 1972 года. Через 3 года запущен 1-й энергоблок: паровой котел БКЗ-420-140 НГМ, турбина ПТ-60-130, генератор ТВФ-63-2, трансформатор ТРДЦН-63.
     На сегодняшний день установленная электрическая мощность ТЭЦ составляет 440 МВт, тепловая – 2054 Гкал/ч.
     В составе оборудования ТЭЦ насчитывается 5 газомазутных котлов типа БКЗ-420-140 НГМ, 3 водогрейных котла типа ПТВМ-100, 5 водогрейных котлов типа КВГМ-180, 1 турбина типа ПТ-60-130-13, 3 турбины типа Т-100/120-130-3 и 1 турбина Р-50-130/13.
     Помимо этого в структурном составе ТЭЦ функционируют 7 технологических цехов, 9 отделов и 3 лаборатории.
     Основное топливо - газ, резервное – мазут.
     Производительность ХВО составляет:
     - по обессоленной воде – 272 т/ч;
     - по химически очищенной воде – 6180 т/ч.
     Система водоснабжения открытого типа с суммарной циркуляцией сетевой воды по теплотрассам  18-20 тыс. м3/ч.
     ТЭЦ связана с ЕЭС воздушными линиями 110 кВт через подстанцию «Кировская», которая расположена в 2,5 км от Самарской ТЭЦ.
     Основные потребители ТЭЦ:
     - по горячей воде – жилищно-коммунальный сектор города Самары;
     - по пару – ОАО «Alcoa».
     Станция работает круглогодично.
     
 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕШЕНИЯ УСТАНОВКИ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ НА САМАРСКОЙ ТЭЦ

На Самарской ТЭЦ находится пять паровых турбин, из них три турбины
Т-100/120-130-3, одна турбина Р-50-130/13 и ПТ-60-130/13.
     Изначально на станции было установлено 4 паровые турбины, но в 2002 году был осуществлен перенос паровой турбины Р-50-130/13 с НКТЭЦ-2, в следствии чего пара высокого давления, генерируемого энергетическими котлами стало недостаточно для работы оборудования в номинальном режиме.
          Требуемое количество пара для номинальной работы этих турбины из инструкций по эксплуатации турбинного оборудования Самарской ТЭЦ:
      Т-100/120-130-3        460 т/ч (127,8 кг/с);
Р-50-130/13450 т/ч (125 кг/с);
      ПТ-60-130/13             387 т/ч (108 кг/с).
Общее количество пара для работы турбин при номинальных параметрах:
D_TYP?=D_(P-50)+D_(ПТ+60)+?3?D?_(Т-100)=450+387+3?460=2217 т/ч (615,8 кг/с)
Максимальный расход пара энергетических котлов СамТЭЦ при работе турбоагрегатов в номинальном режиме, учитывая расходы на собственные нужды и потери:
D_кот^макс=D_TYP?+ ?_СН?D_TYP?=2217+0,06?2217=2350 т/ч (652,7 кг/с)
Количество производимого пара котлами БКЗ 420-140 НГМ:
D_ВЫР=5?D_ВЫР=5 ?420=2100 т/ч (583 кг/с)
Не достающее количество пара составит:
D_кот^макс  -D_ВЫР=2350 -2100=250 т/ч( 69,5 кг/с )
 Чтобы компенсировать недостаток пара предлагаетсяустановить  2 ГТУ GEMS6001FA и 2 котла-утилизатора.
 ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН

     Самарская ТЭЦ располагается на северо-востоке города, в индустриальной зоне Кировского района, рядом с жилыми массивами. При её проектировании учитывалась роза ветров для обеспечения наименьшего загрязнения жилых районов города. Железнодорожные пути ТЭЦ примыкают к железнодорожной станции Средневолжская. Автомобильные въезды возможны со стороны проспекта К. Маркса и улицы Алма-Атинской.
     Территория района относится к зоне умеренного климата. Средняя температура наиболее холодной пятидневки – минус 30 оС. Максимальная глубина промерзания – 165 см, сейсмичность до 6 баллов.
     ТЭЦ предназначена для выработки электроэнергии и теплофикации жилых районов г. Самара, отпуска пара металлургическому заводу.
     Площадка ТЭЦ представляет собой прямоугольник длинной 1,9 км при средней ширине 400 м, который вытянут с востока на запад.
     На общей территории в 79 га размещаются:
- промплощадка;
- стройбаза;
- мазутное хозяйство ТЭЦ.
     На площадке расположены:
- две градирни;
- цех ХВО;
- административный корпус;
- главный корпус;
- теплофикационная насосная;
- циркуляционная насосная;
- насосная хозяйственного и пожарного водоснабжения;
- аккумуляторные баки;
- газораспределительные пункты;
- водогрейная котельная.
     В целях пожарной безопасности мазутное хозяйство удалено от главного корпуса. Около каждого резервуара устроена земляная обваловка. На каждом резервуаре предусмотрены средства пожаротушения.
     Ко всем зданиям и сооружениям выполнены необходимые технологические и противопожарные проезды и автодороги с асфальтобетонным покрытием. Ширина проезжей части дорог 7 метров вокруг главного корпуса и 5 метров все остальные. У каждого перекрестка автодорог расположены гидрантные колодцы. К постоянному торцу главного корпуса подходят два автомобильных въезда. Со стороны временного торца – автомобильный и железнодорожный подъезды.
     Для обеспечения ПДК выбросов в атмосферу со стороны котельного отделения главного корпуса построены две дымовые трубы 180 м и 240 м, которые оборудованы системой грозовой защиты и сигнальными огнями.
     Тепловые выводы горячей воды и пара выходят во все стороны площадки ТЭЦ, некоторые из них надземной прокладки, часть – подземной.
     Линия ЛЭП – 110 кВ с ОРУ выходят в сторону проспекта К. Маркса, проходят вдоль него и поворачивают на существующую подстанцию на ул. Чекистов.
     
 ОПИСАНИЕ ГЛАВНОГО КОРПУСА
     В главном корпусе ТЭЦ размещено основное и вспомогательное, тепло- и электромеханическое оборудование, КИП и автоматика, щиты управления.
     Основные несущие конструкции главного корпуса выполнены из стали, стены - из керамзитовых панелей. Межэтажные перекрытия изготовлены из сборных железобетонных плит.
     Компоновка корпуса выполнена двухпролетной:
- пролет котельного отделения                                 - 25,1 м;
- пролет машинного зала                     - 39    м;
- шаг между колоннами                                                                       - 12    м;
- длина главного корпуса                                     - 252  м;
- ячейка парового котла                                                                       - 24    м;
- ячейка турбоагрегата                                                                          - 24,5 м.
     Дутьевые вентиляторы и регенеративные воздухоподогреватели расположены на открытом воздухе.
     Паровые котлы установлены фронтом к машинному залу.
     Деаэраторы высокого давления установлены на отметке 27,356 м в главном корпусе.
     Длина ячейки турбоагрегата ПТ-60-130/13 составляет 24 м, турбоагрегата Т-100/120-130 – 24,4 м. Турбины обслуживаются на отметке 12м.
     Конденсационные установки расположены на отметке 4 м.
     Пол машинного зала и котельного отделения находится на отметке 0,00 м.
     Турбоагрегаты установлены поперек машинного зала. Около каждой турбины установлен питательный насос ПЭ-580-2030.
     В деаэраторной этажерке на отметке 12 м расположены тепловые щиты управления.
     На отметке 16 м расположены трубопроводы и паропроводный коридор.
     На отметке 12 м в котельном отделении в постоянном торце находятся РРОУ, РОУ и БРОУ.
     В котельном и турбинном отделении установлено по два мостовых крана грузоподъемностью 10 и 50 т.
     В турбинном отделении есть железнодорожный въезд со стороны временного торца.
     Ремонтные площадки расположены во временном торце главного корпуса.

 ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СТАНЦИИ
 Характеристика основного оборудования ТЭЦ
Таблица 6.1

  Краткое описание энергетического котла БКЗ-420-140 НГМ

     Котел паровой типа БКЗ-420-140 НГМ-3(рис. 6.1) однобарабанный, вертикально-водотрубный с естественной циркуляцией, предназначен для производства пара при сжигании газа или мазута под наддувом.
     
     
     Рис. 6.1. Энергетический котел БКЗ-420-140 НГМ:
     1 – каркас; 2 – горелка; 3 – фронтовой экран; 4 – левый боковой экран; 5 – задний экран; 6 – блоки водяного экономайзера; 7-предвыходной, выходной и холодный пакеты пароперегревателя; 8 – ширмы; 9 – потолочный пароперегреватель; 10 – задняя стена конвективной шахты; 11 – барабан; 12 – выносной циклон; 13 – конденсатор; 14 – тепловая камера; 15 – изоляция
     Параметры парового котла БКЗ-420-140НГМ приведены в табл. 6.2.
Таблица 6.2
Параметры котла
Наименование параметра
Значение
Производительность по перегретому пару
420 т/ч;
Давление пара в барабане
159 кгс/см2;
Давление перегретого пара за первой задвижкой
140 кгс/см2;
Температура перегретого пара
545 ?С;
Величина наддува в топочной камере составляет
500 кгс/см2.
     
     Допускается максимально длительная производительность 450 т/ч, без увеличения давления в барабане.
     Допускается кратковременная работа котла с температурой питательной воды 160 ?С
при соответствующем снижении производительности котла.
     Компоновка котлоагрегата выполнена по П-образной сомкнутой схеме. Топка представляет собой первый восходящий газоход. Вверху топки расположена II ступень пароперегревателя - ширмы, во втором (опускном) газоходе расположены конвективный пароперегреватель (III, IV и I ступени) и водяной экономайзер (I,IIступени). Подогрев воздуха реализовывается в вынесенном регенеративном воздухоподогревателе. Топка и конвективная шахта имеют общую газоплотную стенку, которая является экраном топки.
     Водяной объем котла - 130 м3.
     Паровой объем котла - 87 м3.
     Топочная камера открытого типа призматической формы полностью экранирована гладкими трубамиdнxS=60X6 мм. Материал труб СТ20 и 15ХМ. Трубы из стали 15ХМ установлены на задних экранах котлов. В плане топка имеет следующие размеры: 5930х13180 мм, объем топочной камеры 1427 м3.  
     Экранные трубы сварены между собой в сплошные мембранные панели, которые представляют собой отдельные экраны: фронтовой, задний и два боковых. Задний экран в верхней части образует трехрядный фестон из гладких труб; в нижней части вместе с фронтовым экраном образует под топки, который закрыт шамотным кирпичом. Фронтовой экран в верхней части переходит в наклонный потолок топки (угол к горизонтали 15 °С), а в нижней части образует порог, прикрывающий от прямого излучения факела сопла ввода рециркуляционных газов в топку. Боковые экраны имеют плоскую конструкцию. Экраны разделены на 15 циркуляционных контуров, из которых 13 относятся к чистому отсеку, а 2 из них к солевому. На фронтовой стене топки на отметках 8,16 м и 11,65 м расположены 8 комбинированных газомазутных горелок производительностью 3,5 т/ч (0,97 кг/с) по мазуту и 3800 нм3/ч (1,06 нм3/с) по газу. Горелки размещены в два яруса по 4 в каждом. Для обеспечения нужной прочности наклонных участков фронтового и заднего экранов устанавливают уплотнительные коробки, на фронтовом — три, на заднем — одну.
     Внутренний диаметр барабана котла (рис. 5.2) 1600 мм, он выполнен из стали 16ГНМА. Для выработки качественного пара в котле применена схема двухступенчатого испарения.
     Первую ступень испарения (чистый отсек) составляют: барабан с фронтовыми, задними и боковыми экранами, кроме передних секций задних блоков боковых экранов, которые совместно с выносными циклонами составляют вторую ступень испарения (соленый отсек). Каждый блок выносных циклонов состоит из трех камер 426x36 (сталь 20) с расположенными в них дырчатыми подпорными листами, антикавитационными крестовинами и улитками.
     Рис. 6.2. Барабан котла БКЗ-420:
1 – барабан; 2 – ввод пароводяной смеси; 3 – короб; 4 – циклон; 5 – сливной короб; 6 – крышка; 7 – дырчатый лист промывочного устройства; 8 – пароприемный потолок; 9 – раздающий короб питательной воды; 10 – пароотводящие трубы; 11 – подвод питательной воды; 12 – опускные трубы; 13 – труба аварийного слива воды
     
     Сепарационными устройствами 1 ступени испарения являются внутрибарабанные циклоны с барботажной промывкой пара и дырчатый пароприемный потолок.
     Сепарационными устройствами II ступени испарения являются выносные циклоны. Пароводяная смесь подводится к улитке циклона. В циклоне вода, отжатая к стенке, стекает вниз, а пар проходит вверх через дырчатый пароприемный потолок и по трубам dнxS=133x13мм (сталь 20) направляется в паровой объем барабана.
     Для предотвращения попадания пара в опускную систему циркуляционного контура в нижней части циклона установлена крестовина, ликвидирующая вращение воды и образование воронок над входом в опускные трубы. Антикавитационные решетки имеются внизу барабана над опускными трубами.
     Средний уровень воды в барабане на 200мм ниже геометрической оси барабана. Допустимые отклонения уровня от среднего, при которых гарантируется нормальная работа котла без ухудшения пара и по условию надежности циркуляции не должны превышать ± 50мм. Для слива излишков воды в барабане установлена труба аварийного слива.
     Для обеспечения нормального солевого режима на котле предусмотрены:
     -  линии снижения солевой кратности, эти линии соединяют водяной объем выносных циклонов с нижними камерами крайних панелей фронтового экрана
     -  линии непрерывной продувки выносных циклонов
     -  ввод и раздача фосфатов внутри барабана с помощью перфорированной раздающей трубы.
     Пароперегреватель в котле полурадиационно - конвективного типа.
     Полурадиационную часть пароперегревателя составляют ширмы, которые располагаются вверху топки (IIступень пароперегревателя).
     Конвективная часть состоит из третьей, четвертой и первой ступеней пароперегревателя, расположенных в опускном газоходе, также включены панели, которые образуют опускной газоход котла (потолок, задняя и боковые стенки конвективной шахты).
     По ходу движения пара первая ступень пароперегревателя - противоточная, третья и четвертая ступени - прямоточные (относительно движения дымовых газов).
     Для уменьшения температурных разверток пара применены перемешивание и переброс пара с левой стороны котла на правую и наоборот. Регулирование, температуры пара осуществляется в пароохладителях первой, второй и третьей ступени.
     Конвективная шахта представляет собой опускной газоход с расположенным в нём пароперегревателем и водяным экономайзером. Передней стенкой конвективной шахты является задний экран топочной камеры, боковые  и задние стенки образованы газоплотными панелями, к.......................