Анализ работы Мурманской ТЭЦ
Введение
Мурманская ТЭЦ - предприятие, вырабатывающее и
выпускающее тепло и тепловую энергию, занимающееся поддержанием оборудования в
работоспособном состоянии путём проделывания ремонта.
Строительство Мурманской ТЭЦ
значилось одним из первоочередных пунктов плана ГОЭЛРО и стартовало осенью 1932
г. Оно велось ударными темпами и завершилось в рекордные даже по современным
меркам сроки: 26 марта 1934 года станция была введена в эксплуатацию. Это стало
началом новой эры в развитии заполярной энергетики. Первые электробойлеры
появились на предприятии в сентябре 1939 года. В том же году были проложены и
первые 1150 метров теплотрассы. В данный момент на
предприятии работает 776 человек.
Технико-экономические
показатели:
· Установленная
электрическая мощность - 12,0 MВт Установленная тепловая мощность - 1 163
Гкал/ч.
· Среднегодовая
выработка электроэнергии - 36 млн. кВт.ч. Среднегодовой отпуск тепловой энергии
- 2,4 млн. Гкал.
· Состав
оборудования: Турбоагрегатов -2 Паровых котлов - 13 Водогрейных котлов - 11
· Сети (в двухтрубном
исполнении): магистральные тепловые (Мурманск) - 51 км тепловые (Мурмаши) - 9
км
1.
Структура предприятия
Сегодня в составе Мурманской ТЭЦ -
теплоэлектроцентраль, две крупнейшие котельные («Южная» и «Восточная»),
распределительная электроподстанция, обеспечивающая энергией центр города, а также вошедшие с июля 2005 года в структуру МТЭЦ
электрокотельные в Мурмашах и Верхнетуломском. Кроме того, ей принадлежат 50
километров магистральных тепловых сетей в Мурманске и тепловые сети в поселке
Мурмаши.
По состоянию на 1 декабря 2005 года в ОАО
«Мурманская ТЭЦ» - 13 паровых и 11 водогрейных котлов, 2 турбогенератора.
«Южная» котельная.
Котельная расположена в Первомайском
округе города Мурманска.
Мазут марки М-40; М-100 прибывает в ж/д
цистернах объёмом V=60*120 м³
на 2 эстакады мазутослива. Первая эстакада вмещает 7 ж.д. цистерн; вторая
эстакада - 6. Мазут в ж/д цистернах подогревается паром давлением 0,9 МПа и
температурой 200 °С.
Через нижние клапана мазут сливается в сливные
лотки и оттуда в приёмные ёмкости. Из них погружными насосами откачивается в
подземные мазутные резервуары, общей ёмкостью 15000 м³.
Через
подогреватели мазута, где он подогревается до температуры 120 °С, мазут
поступает в котельное отделение по двум мазутопроводам.
В котельном отделении мазут распределяется на
котлы, где в топках происходит его сгорание. От паровых котлов пар с давлением
2,1 МПа и 3,9 МПа (зависит от котла) поступает в турбинное отделение в общие
коллектора. Пар с коллектора 2,1 МПа поступает на РОУ и оттуда в бойлера, на
ПВД и на мазутное хозяйство. Пар с коллектора 3,9 МПа поступает на
турбогенераторы №3 и 4, где вырабатывается электроэнергия, а также пар
поступает на РОУ, на бойлера и ПВД.
Отработанный пар после турбогенераторов проходит
через коллектор и поступает в основные бойлера для подогрева сетевой воды. В
бойлерах пар конденсируется и образовавшаяся пароводяная смесь поступает в
охладители конденсата. Затем пароводяная смесь тремя конденсато - бойлерными
насосами подается в деаэраторы (Рис. 6). В деаэраторе вода очищается от
кислорода питательным насосом через подогреватели высокого давления поступает
обратно в паровые котлы.
Обратная сетевая вода, приходящая из
города поступает через сетевые насосы в бойлера. После бойлеров вода уходит
обратно в город либо поступает в водогрейные котлы ПТВМ-50 или ПТВМ-100.
Водогрейные котлы работают по очереди. Из водогрейных котлов сетевая вода
уходит в город. Для подпитки системы установлена схема с насосом аварийной
подпитки (НАП) и насосом технической воды (НТВ). Из сетевых деаэраторов с
помощью сетевого подпиточного насоса.
Вода поступает в обратную линию
сетевой воды НТВ и НАП для подпитки химически очищенной воды линии обратной
магистрали.
2.
Изучение энергетического хозяйства предприятия
Электроснабжение:
ОАО "Мурманская
горэлектросеть": Сетевая
организация, источников электрической энергии нет. Протяженность кабельных
линий электропередач (КЛ-6/0,4 кВт) - 1406,3 км. Протяженность воздушных линий
электропередач (ВЛ-6/0,4 кВт) - 131,3 км. Распределительные пункты - 54 ед.;
Трансформаторные подстанции - 585 ед. Количество присоединенных точек учета
электроэнергии - 171106 ед.;
ОАО "Мурманская
ТЭЦ": источники электрической энергии:
турбина Р-6-35/6, генератор Т-2-6-2 - 1 ед., турбина ПР-6-35/10/1, 2, генератор
Т-2-6-2 - 1 ед.
Теплоснабжение:
Приём тепловой энергии в виде пара,
который греет сетевую воду, осуществляется за счёт мазутных котельных:
котлотурбинный цех (КТЦ), котельный цех N 1 Располагаемая мощность - 1111
Гкал/час, фактическая нагрузка - 733,40 Гкал/час.
Закрытая схема
теплоснабжения.
Закрытая система теплоснабжения - система, у
которой вода для горячего водоснабжения берется из горячего водопровода и
подогревается теплоносителем в поверхностных теплообменных аппаратах до
требуемой температуры. Теплообменники располагают в центральных или
индивидуальных тепловых пунктах. Циркулирующая в системе теплоснабжения вода
используется только как теплоноситель. Пройдя через подогреватели горячего
водоснабжения, нагревательные приборы систем отопления и калориферы систем
вентиляции и отдав там свою теплоту, она возвращается к источнику теплоты для
очередного нагрева. Следовательно, система теплоснабжения закрыта от окружающей
среды.
Подача тепла в закрытой системе теплоснабжения
регулируется централизованно, при этом количество теплоносителя (воды) остается
в системе неизменным, а расход тепла зависит от температуры циркулирующего
теплоносителя. В закрытых системах теплоснабжения, как правило, используются
возможности тепловых пунктов. К ним поступает теплоноситель от поставщика
теплоэнергии (ТЭЦ, например), а центральные тепловые пункты районов регулируют
температуру теплоносителя до необходимой величины для нужд отопления и горячего
водоснабжения, и распределяют потребителю.
Основным достоинством закрытой системы
теплоснабжения по сравнению с открытой системой является высокое качество
горячей воды, т.к. она получается в результате нагрева водопроводной воды в
поверхностных теплообменниках, располагаемых в непосредственной близости от
мест ее разбора.
Водоподготовка
Водоподготовка - обработка воды, поступающей из природного водоисточника, для
приведения её качества в соответствие с требованиями технологических
потребителей. Может производиться на сооружениях или установках водоподготовки
для нужд коммунального хозяйства,
теплогенерирующих предприятий, транспорта, промышленных предприятиях.
Цели
водоподготовки:
Водоподготовка заключается в
освобождении воды от грубодисперсных и коллоидных примесей и содержащихся в ней
солей, тем самым предотвращаются отложение накипи, унос солей паром, коррозия
металлов, а также загрязнение обрабатываемых материалов при использовании воды
в технологических процессах.
Водоподготовка на
предприятиях энергетики
Современные методы
водоподготовки позволяют добиваться стабильно высокого качества воды с меньшими
затратами, используя более технологичное и производительное оборудование, тем
самым существенно повышая экономические показатели предприятия.
Предприятия энергетики (ТЭС, ГРЭС, ТЭЦ, АЭС и
др.) являются крупными водопотребителями. Качество воды напрямую сказывается на
продолжительности эксплуатации технологического оборудования, ее безопасности,
экономической эффективности, поэтому исходная вода, используемая в работе
энергетических объектов, требует соответствующей подготовки. энергетический водоподготовка обессоливание ионный
Для каждого из технологических процессов
требуется уровень обессоливания воды, который регламентируется соответствующими
нормативными документами: РД 24.031.120-91, ГОСТ 20995-75, СО 153-34.20.501-2003,
СТО 70238424.27.100.013-2009, правилами технической документации (ПТЭ) и
техническим условиям (ТУ), разрабатываемыми изготовителями того или иного типа
теплоэнергетического оборудования.
Качественная водоподготовка
обеспечивает:
- предотвращение образования накипи и осадков,
засорения, биологического обрастания, коррозии теплообменного оборудования;
повторное использование конденсата;
уменьшение частоты продувок котлов;
снижение потребления химических реагентов;
обеспечение высокого качества пара;
снижение эксплуатационных расходов, повышение
КПД работы оборудования, увеличение срока его эксплуатации.
Технологии водоподготовки
Мембранные технологии
Интегрированные мембранные технологии,
предлагаемые ЗАО "БМТ", позволяют: повысить качество получаемой воды,
исключить образование высокоминерализованных стоков, снизить расход реагентов,
сократить трудозатраты и производственные площади.
Удаление взвешенных и коллоидных
частиц с использованием ультрафильтрации на половолоконных мембранах
Самая современная технология предварительной
очистки воды на мембранах в виде полых волокон (капилляров) перед последующим
обессоливанием. Преимущества использования мембранной ультрафильтрации по
сравнению с фильтрацией через зернистые сыпучие материалы (гравий, песок и т.д.):
ультратонкая очистка воды (рейтинг фильтрации
0,01 мкм);
низкая чувствительность к сезонным колебаниям
состава исходной воды, стабильность очистки;
компактность оборудования.
Обессоливание воды методом обратного
осмоса на высокоселективных обратноосмотических мембранах
Высокоэффективная современная мембранная
технология получения обессоленной воды. Преимущества использования обратного
осмоса по сравнению с традиционным ионным обменом:
снижение расхода реагентов;
исключение образования высокоминерализованных
стоков;
компактность оборудования и простота
обслуживания.
Ионообменные технологии
Глубокое обессоливание воды с
применением модифицированного ионного обмена
Новая технология, разработанная и
запатентованная ЗАО «БМТ» Технология обеспечивает абсолютное удаление свободной
углекислоты и двуокиси кремния на фильтрах с сильноосновной и сильнокислотной
ионообменными смолами, получение за счет этого глубокообессоленной воды с
удельным электрическим сопротивлением до 18 МОм*см без применения дорогостоящих
фильтров со смолой смешанного действия, декарбонизаторов, электродеионизаторов.
Преимущества данной технологии по сравнению с традиционным глубоким
обессоливанием с использованием ионного обмена и (или) электродеионизации:
снижение капитальных затрат на получение 1 м3
глубокообессоленной воды в 1,7 - 2,2 раза;
снижение эксплуатационных затрат на получение 1
м3 глубокообессоленной воды в 1,6 - 1,9 раза. Наибольший эффект от внедрения
данной технологии достигается в процессах очистки оборотного конденсата для
последующей подпитки котлов высокого и сверхвысокого давления.
Вспомогательные технологические
операции, повышающие эффективность водоподготовки:
- корректировака рН и химическая деаэрация;
обработка биоцидами;
другие методы.
Индивидуальный подход
Выбор технологической схемы и подбор
оборудования осуществляется индивидуально с учётом:
состава исходной воды;
технологического регламента работы
энергетического и вспомогательного оборудования;
Оборудование и установки для
водоподготовки
• Установки умягчения воды, работающие в
автоматическом режиме
• Установки обессоливания воды,
работающие, как по технологии обратного осмоса, так и по классической
ионообменной технологии
• Оборудование для снижения щелочности воды
• Установки для безразборной мойки
теплообменников и трубопроводов
• Оборудование для термической дегазации
• Оборудование для корректировки
воднохимического режима котлов, путем дозирования химических реагентов.
3. Изучение
тепло- и энергопотребляющих установок предприятия
Техническая характеристика ДКВр-2,5-13:
Вид
топлива
|
Паро-произво-дитель-
ность, т/ч
|
Давление
пара, МПа (кгс/см2/)
|
Температура
пара. °С
|
Расчетный
КПД, %
|
Габаритные
размеры котла (LxBxH), мм
|
Масса
котла в объеме заводской поставки, кг
|
|
|
|
насыщен-
ного
|
перегре-
того
|
газ
|
мазут
|
|
|
Газ,
мазут
|
2,5
|
1,3
(13)
|
194
|
-
|
90,0
|
88,8
|
5913x4300x5120
|
6886
|
Рис. 3.1 Общий вид
Паровой котел ДКВр-2,5-13 ГМ двухбарабанный,
вертикально-водотрубный предназначены для, выработки насыщенного или
слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленного
предприятия, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
Паровой котёл ДКВр-2,5-13 ГМ имеет
экранированную топочную камеру и развитый кипятильный пучок из гнутых труб. Для
устранения затягивания пламени в пучок и уменьшения потерь с уносом и
химическим недожогом топочная камера делится шамотной перегородкой на две
части: собственную топку и камеру догорания.
Вход газов из топки в камеру догорания и выход
газов из котла - асимметричные. При наличии пароперегревателя часть кипятильных
труб не устанавливается; пароперегреватели размещаются в первом газоходе после
второго-третьего рядов кипятильных труб. Котлы имеют два барабана - верхний
(длинный) и нижний (короткий) - и трубную систему.
На котёл ДКВр-2,5-13 выписывается паспорт,
присваивается номер котла. В паспорт котла вносится вся первичная документация
на комплектующие (барабаны, трубная система, камерой экранов, трубная
арматура). Прилагается сертификаты и разрешения на применение выданное
"Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору
".
Пароперегреватели котлов ДКВр, расположенные в
первом по ходу газов газоходе, унифицированы по профилю для котлов одинаковых
давлений и отличаются для котлов разной производительности лишь числом
параллельных змеевиков.
Пароперегреватели - одноходовые по пару -
обеспечивают получение перегретого пара без применения пароохладителей. Камера
перегретого пара крепится к верхнему барабану; одна опора этой камеры делается
неподвижной, а другая - подвижной.
Паровой котёл ДКВр-2,5-13 ГМ имеет следующую циркуляционную
схему: питательная вода поступает в верхний барабан по двум питательным линиям,
откуда по слабообогреваемым трубам конвективного пучка поступает в нижний
барабан. Питание экранов производится необогреваемыми трубами из верхнего и
нижнего барабанов.
Многочисленные испытания и длительный опыт
эксплуатации большого числа котлов ДКВр подтвердили их надежную работу на
пониженном по сравнению с номинальным давлении. Минимальное допустимое давление
(абсолютное) в паровом котле ДКВр-2,5-13 ГМ равно 0,7 МПа (7 кгс/см2). При
более низком давлении значительно возрастает влажность вырабатываемого котлами
пара, а при сжигании сернистых топлив (Sпр > 0,2%) наблюдается
низкотемпературная коррозия. С уменьшением рабочего давления КПД котлоагрегата
не уменьшается, что подтверждено сравнительными тепловыми расчетами котлов на
номинальном и пониженном давлениях. Элементы котлов рассчитаны на рабочее
давление 1,4 МПа (14 кгс/см2), безопасность их работы обеспечивается
установленными на котле предохранительными клапанами.
С понижением давления в котлах до 0,7 МПа
комплектация котлов экономайзерами не изменяется, так как в этом случае
недогрева воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в
котле составляет более 20°С, что удовлетворяет требованиям правил
Госгортехнадзора.
4.
Разработка мер по сбережению энергии на предприятии
Система теплоснабжения: общие сведения
Теплоснабжение жилищного фонда Октябрьского и
Первомайского административных округов города Мурманска осуществляется по
закрытой схеме от теплоисточников ОАО "Мурманская ТЭЦ" (МТЭЦ, Южная
котельная, Восточная котельная).
Теплоснабжение жилищного фонда Ленинского округа
на 75 % осуществляется по открытой схеме и 25 % по закрытой (Роста) от ОАО
"Мурманэнергосбыт". По данным на 01.09.2006 жилищный фонд г.
Мурманска насчитывает 2243 дома.
Для обеспечения горячей водой в домах жилищного
фонда установлен 961 водоподогреватель. В 2006 г. принята программа по замене
кожухотрубных теплообменников на пластинчатые.
На 2005 г. максимальная расчетная нагрузка
жилищного фонда от теплоисточников ОАО "Колэнерго" составляет
1943424,7 Гкал/год (договор от 01.01.1996 № 385 "На пользование тепловой
энергией в горячей воде").
Среднегодовое фактическое теплопотребление
составило: 1621527,42 Гкал.
В ходе исполнения областного бюджета в
соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Мурманской области от 3
декабря 2007 года № 586-ПП/23 «О создании открытого акционерного общества
«Кольская теплоснабжающая компания», департамент имущественных отношений Мурманской
области от имени Мурманской области осуществил функции соучредителя открытого
акционерного общества «Кольская теплоснабжающая компания» с уставным капиталом
один миллиард четыреста миллионов рублей с внесением доли в уставной капитал
общества денежными средствами в размере семьсот миллионов рублей, составляющей
50,0 % от общего количества акций общества.
Теплоснабжающими организациями являются ОАО
"Мурманская ТЭЦ", ОАО "Мурманэнергосбыт", ММУП
"Жилищная сервисная компания", ОАО "Мурманский морской рыбный
порт".
ОАО "Мурманская ТЭЦ": источники
тепловой энергии - мазутные котельные: котлотурбинный цех (КТЦ), котельный цех
N 1 (КЦ-1, Южная котельная), котельный цех N 2 (КЦ-2, Восточная котельная).
Мощность источников теплоснабжения: располагаемая мощность - 1111 Гкал/час,
фактическая нагрузка - 733,40 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в
двухтрубном исчислении - 50,8 км, в том числе отработавших нормативный срок
службы (свыше 30 лет) - 16,7 км. Износ тепловых сетей - 86 %. Общая потребность
в теплоэнергии потребителей ОАО "Мурманская ТЭЦ" - 2392,3 тыс.
Гкал/год, в том числе: на нужды населения - 1937,8 тыс. Гкал/год (81 % от
общего объема), на нужды учреждений бюджетной сферы - 284,9 тыс. Гкал/год (12 %
от общего объема), расход теплоэнергии прочими потребителями - 169,6 тыс.
Гкал/год (7 % от общего объема).
ОАО "Мурманэнергосбыт": источники
тепловой энергии - мазутные котельные: котельная "Северная",
котельная "Роста", котельная п. Абрам-Мыс. Мощность источников
теплоснабжения: располагаемая мощность - 547,58 Гкал/час, фактическая нагрузка
- 294,806 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении -
228,7 км. Общая потребность в теплоэнергии потребителей ОАО
"Мурманэнергосбыт" - 741,652 тыс. Гкал/год, в том числе: количество
теплоэнергии, расходуемое на нужды населения, - 590,166 тыс. Гкал/год, 80 % от
общего объема, количество теплоэнергии, потребляемое учреждениями бюджетной
сферы, - 82,246 тыс. Гкал/год, 11 % от общего объема, расход теплоэнергии
прочими потребителями, включая собственные нужды промышленных организаций, -
69,240 тыс. Гкал/год, 9 % от общего объема.
ММУП "Жилищная сервисная компания":
источники тепловой энергии: угольная котельная (микрорайон Дровяное), дизельная
котельная (микрорайон Дровяное). Мощность источников теплоснабжения:
располагаемая мощность - 5,062 Гкал/час, фактическая нагрузка - 2,111 Гкал/час,
в том числе: угольная котельная - располагаемая мощность 3,0 Гкал/час,
фактическая нагрузка 1,049 Гкал/час; дизельная котельная - располагаемая
мощность 2,062 Гкал/час, фактическая нагрузка 1,062 Гкал/час. Протяженность
тепловых сетей в двухтрубном исчислении - 1,547 км. Общая потребность в
теплоэнергии потребителей МУП "Жилищная сервисная компания" - 7739,0
Гкал/год, в том числе: количество теплоэнергии, расходуемое на нужды населения
- 6956,524 Гкал/год, 89,9 % от общего объема, количество теплоэнергии,
потребляемое учреждениями бюджетной сферы, - 474,931 Гкал/год, 6,1 % от общего
объема, расход теплоэнергии прочими потребителями, включая собственные нужды, -
307,545 Гкал/год, 4,0 % от общего объема.
ОАО "Мурманский морской рыбный порт":
источник тепловой энергии - мазутная котельная. Мощность источника
теплоснабжения: располагаемая мощность - 175 Гкал/час, фактическая нагрузка -
56,4 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении:
паропровод - 8,843 км, отопление - 5,505 км, ГВС - 3,640 км. Общая потребность
в теплоэнергии потребителей ОАО "Мурманский морской рыбный порт" -
107,994 тыс. Гкал/год, в том числе: количество теплоэнергии, расходуемое на
нужды населения, - 12,713 тыс. Гкал/год, 12 % от общего объема, количество
теплоэнергии, потребляемое учреждениями бюджетной сферы, - 5,075 тыс. Гкал/год,
5 % от общего объема, расход теплоэнергии прочими потребителями, включая
собственные нужды, - 90,205 тыс. Гкал/год, 83 % от общего объема.
Электроснабжение:
ОАО "Мурманская горэлектросеть":
Сетевая организация, источников электрической энергии нет. Протяженность
кабельных линий электропередач (КЛ-6/0,4 кВт) - 1406,3 км. Протяженность
воздушных линий электропередач (ВЛ-6/0,4 кВт) - 131,3 км. Распределительные
пункты - 54 ед.; Трансформаторные подстанции - 585 ед. Количество
присоединенных точек учета электроэнергии - 171106 ед.;
ОАО "Мурманская ТЭЦ": источники
электрической энергии: турбина Р-6-35/6, генератор Т-2-6-2 - 1 ед., турбина
ПР-6-35/10/1, 2, генератор Т-2-6-2 - 1 ед.