151848 (Перспектива збільшення економічності Зуєвської теплової електростанції за допомогою вибору оптимального режиму роботи енергоблоку)

Введення

Теплові електростанції України становлять основу електроенергетики України. Споруджені в 60 - 80 рр. ТЕС мають 99 конденсаційних енергоблоків потужністю від 175 до 800 МВт установлені на 14 ТЕС і 3 ТЕЦ. При цьому понад 53% енергоблоків експлуатуються більше 200 тис. годин, що перевищує граничний установлений у світовій практиці рівень фізичного й морального зносу.

Ще гірше стан основного й допоміжного устаткування на теплоелектроцентралях. На деяких з них експлуатується обладнання, установлене ще в 50-і рр. Практично більша частина основного обладнання ТЕЦ фізично зношене й у ряді випадків морально застаріло.

Слід зазначити, що прискоренню фізичного зносу котельного обладнання сприяє якість вугілля, так за останні 20 років його зольність збільшилася з 26 до 35-38%, а теплота згоряння зменшилася з 21-22 МДж/кг до 17-19 МДж/кг.

Підвищення зольності вугілля привело до перевантаження систем пилеприготування котлів, ерозійному зношуванню поверхонь нагрівання, підвищенню аварійності, зниженню маневрених можливостей, погіршенню екологічних показників, значному збільшенню об'ємів золошлаковідтлавів.

Погіршення якості палива - енергетичного вугілля - зажадало збільшення спалювання висококалорійного палива: газу й мазуту, для підтримки стійкого горіння вугілля в топках котлів, а з огляду на безупинно зростаючі світові ціни на газ і мазут, Україна однаково повернеться до використання українського вугілля.

У результаті цього значна кількість енергоблоків не можуть розвити проектну потужність, і тому вони були перемаркіровані на менше значення потужності. Як приклад, можна розглядати блоки 300 МВт Зуєвської ТЕС, які в цей час несуть навантаження рівне 275 Мвт, це відбувається в результаті спрацювання устаткування, а також погіршення якості палива.

В Україні після 1990 року практично не вводяться нові потужності. З огляду на фінансовий стан країни й галузі, а також те, що закордонні інвестори не проявляють зацікавленості в розвитку електроенергетики України, немає підстав думати, що в найближчі 5-10 років буде початок будівництва нових ТЕС.

При цьому варто врахувати, що створення нових електростанцій, що споживають органічне паливо, можливо тільки за умови розвитку паливної бази країни або значного збільшення імпорту палива з Росії й інших країн.

Однак ні перший, ні другий шлях для України по економічних і фінансових умовах неможливі.

Тому для збереження й забезпечення енергетичної безпеки країни необхідно здійснити реконструкцію існуючих ТЕС країни з метою продовження терміну служби встаткування на 15-20 років, підвищення його економічності й екологічності. Реабілітація повинна забезпечити продовження строку експлуатації обладнання й підвищити економічність на 3-4%[11].

Одним зі шляхів збільшення економічності станції є:

- вибір оптимального режиму роботи НПК і енергоблоку в цілому;

- розробка СТД НПК ;

- оцінка відкладень у трубках конденсатора на параметри роботи НПК;

Даний дипломний проект розглядає перспективу збільшення економічності Зуєвської ТЕС за допомогою вибору оптимального режиму роботи енергоблоку.

1. Коротка характеристика Зуєвської ТЕС

1.1 Історична довідка

Технічний проект Зуєвської ТЕС потужністю 2400 МВт виконаний відповідно до завдання на розробку технічного проекту, затвердженим Міненерго УРСР 15 січня 1974 року. Обрано площадку для будівництва нової електростанції в Донецькій області в районі існуючої Зуєвської ТЕС, затверджено постановою Совміна УРСР від 18 вересня 1973 року. Затверджена Міністерством енергетики й електрифікації УРСР 17 липня 1973 року.

Технічний проект Зуєвської ТЕС затверджений від 14 жовтня 1975 року рішенням номер 61 Міністерства енергетики й електрифікації УРСР. 1 січня 1981 року із закінченням будівництва й уведенням пусковій котельні Зуєвської ТЕС, станція уведена в число діючих підприємств виробничого об'єднання «Донбасенерго», з 2003 року Зуєвська ТЕС входить до складу ТОВ «Востокенерго».

Проект Зуєвської ТЕС загальною потужністю 2400 МВт, виконаний Харківським відділенням інституту «Теплоенергопроект». Проект буд бази й ППР по монтажі будівельних конструкцій виконаний Донецькою філією інституту «Атоменергобудпроект». Монтаж обладнання вів трест «Теплоенергомонтаж».

Пусковий комплекс блок 1 потужністю 300 МВт уведений в експлуатацію актом державного приймання від 29 березня 1982 року, енергоблок 2 уведений 30 листопада 1982, енергоблок 3 уведений 30 грудня 1986 року, енергоблок 4 уведений 15 червня 1987 року.

1.2 Природно-географічні умови

Зуєвська ТЕС розташовується в Донецькій області в 40 км, від міста Донецька й в 8 км від районного центра м. Харцизька. Поблизу ТЕС на відстані 1,5 км розташовується Зуєвській енергомеханічний завод і підстанція 35/6. В 3 км розташовується існуюча станція Зуєвська ЕТЕЦ.

Промплощадка Зуєвської ТЕС розташована на лівому корінному схилі ріки Глечик в 3 км від Зуєвського водоймища й в 5 км від Ольховського водоймища. Ділянка являє собою досить одноманітну рівнину, розчленовану лощинообразными зниженнями і ярами.

Клімат району – умеренно-контіненнтальний. Середньорічна температура повітря становить 7,5 ⁰С, із середньомісячними значеннями найбільш холодного місяця – січень 6,5 ⁰С морозу, найбільше печені – липня 22 ⁰С тепла. Абсолютний максимум склав 40 ⁰С тепла, абсолютний мінімум 37 ⁰С морозу.

Середньорічна швидкість вітру становить - 5,4 м/сек. Найбільші середньомісячні швидкості вітру 6,5-7,0 м/сек (січень), найменші 3,8-4,1 м/сек (червень). Норма атмосферних опадів дорівнює 520 мм. Тумани спостерігаються в основному з жовтня по березень.

1.3 Загальний опис підприємства

Зуєвська ТЕС призначена для покриття дефіциту електричної потужності Донбаської енергосистеми. У зв'язку з відсутністю проекту котлоагрегату для вугільних блоків потужністю 800 МВт у той час на ТЕС прийнята установка блоків одиничною потужністю по 300МВт.

При проектуванні Зуєвська ТЕС повинна мати сумарну потужність 2400 МВт. Але в реальності з восьми блоків удалося увести до ладу тільки чотири блоки, у виді відсутності фінансування, будівництво інших блоків було згорнуто.

У цей час основне технологічне встаткування включає чотири енергетичних блоки потужністю 300 МВт із установкою в складі кожного блоку:

- прямоточний однокорпусний котел типу ТПП-312А Таганрозького котельного заводу, П-образного компонування із симетричним розташуванням поверхонь нагріву до двох самостійних потоків по пароводяному тракті. Продуктивність котла по гострій парі 1000 т/година, по промперегріву – 780 т/година. Параметри пари: тиск – 25,5 МПа, температура перегрітої пари 545 ⁰С Температура живильної води 265 ⁰С. На казані встановлені 8 пальників продуктивністю по 17,2 т/година. Паливо вугілля марки Г, розпалювальне паливо - мазут. Розмір котла в плані становить 18,6*23,6, висота 54,0 м.

-парової турбіни потужністю 300 МВт типу ДО-300-240-2 на параметри пари 24,0 МПа й температури гострої й вторинної пари 540/540 ⁰С, виготовленого Харківським турбінним заводом ім. Кірова.

- генератора потужністю 300 Мвт типу ТГВ-300 виготовленого Харківським заводом «Електротяжмаш».

- силового трифазного трансформатора потужністю 400 МВт типу ТДЦ-40000/110, 121/20 кВ, для блоків 1 і 2 і силовий трифазний трансформатори потужністю 400 МВт типу ТДЦ-40000/330, 347/20 кВ для блоків 3 і 4.

Продукція електростанції – електроенергія з річним відпуском у мережу 13,6 млн. кВтг видається на напругу 110 і 330 кв. ТЕС видає теплову енергію у вигляді гарячої води з температурним графіком 130/70 ⁰С для потреб об'єктів житло-цивільного призначення селища Зугрес-2, а також для потреб міста Зугреса з його комунальними й промисловими об'єктами з максимальною річною відпусткою рівною 276 Гкал/година.

1.4 Генеральний план і транспорт

Орієнтація й місце розташування окремих вузлів загального комплексу споруджень ТЕС визначалося на плані технологічними зв'язками й наявністю 4,5 км санітарно-захисної зони від димарів ТЕС до жил поселка.

Транспортний зв'язок з обласним центром м. Донецьком передбачається по найближчій автомобільній дорозі республіканського значення, розташованої в 2-х км від промплощадки. Головний виїзд на промплощадку здійснюється з боку жилпоселка. Під'їзна залізнична колія примикає до роз'їзду «Сороче».

У головному корпусі передбачається установка 4 блоків по 300 МВт, з поперечним розташуванням турбоагрегатів.

Головний корпус виконаний зі збірного залізобетону і являє собою трьохпролітний будинок з наступними розмірами прольотів:

- машинне відділення -45 м;

-бункерно-деаераторне відділення -12 м;

- котельне відділення - 45 м.

Осередок блоку - 48 м. Між енергоблоками 4 і 5 є ремонтний проліт 12 м.

Машинний зал має безподвальне компонування, у зв'язку, із чим котел піднятий вище оцінки зольної підлоги на 3 м, залізобетонних підколониках. Машзал обладнаний двома мостовими кранами вантажопідйомністю 125/20 тс. Оперативна оцінка 9,6 м.

Бункерно-деаераторне відділення являє собою п'ятиповерховий будинок з оцінками:

- 0,00 м - розміщаються електротехнічні пристрої;

- 6,00 м - кабельне господарство;

- 9,60 м - приміщення блокових щитів керування й ІВС;

- 15,00 м - приміщення релейних панелей;

- 31,80 м - приміщення стрічкових конвеєрів топливоподачі.

Котельне відділення обладнане одним мостовим краном вантажопідйомністю 50/10 тс. Оперативна оцінка 9,6 м. Головний корпус має залізничний в'їзд у котельне відділення з боку ремонтного торця. Зв'язок головного корпуса з інженерно-побутовим корпусом забезпечується переходом на оцінці 9,6 м з боку постійного торця.

2. Характеристика основного й допоміжного устаткування блоку 300 МВт Зуєвської ТЕС

2.1 Основне встаткування блоку 300 МВт ЗуТЕС

2.1.1 Котельна установка

Прямоточний котел ПП-1000-250 Е (заводська модель ТПП-312 А) на закритичні параметри спроектований і виготовлений ПО «Червоний котельщік». котел розрахований на спалювання донецьких вугіль марки ГСШ при рідкому шлаковидаленні, однокорпусний, має П-образне компонування, складається з топкової камери й пусковий конвективної шахти, з'єднаної у верхній частині горизонтальним газоходом. Стіни топкової камери екрановані трубами радіаційних поверхонь нагрівання: нижня радіаційна частина (НРЧ), середня радіаційна частина 1 і 2 щаблів (СРЧ), верхня радіаційна частина (ВРЧ). У частині топлення й горизонтальному газоході розташовані ширмові пароперегрівники (ШПП-1 і ШПП-2), а також конвективний пароперегрівник високого тиску (КППВТ), екрани поворотної камери й стельові пароперегрівники (ЕПК, СПП). У відпускній шахті розташовано два щаблі конвективного пароперегрівника низького тиску (КППНТ-1 і КППНТ-2) і водяний економайзер. Топка призматична, відкрита нижня частина топки екранована ошипованими й покритими карборундом екранами, що поліпшує умови запалення й горіння, а також сприяє кращому утворенню рідких шлаків при спалюванні вугільного пилу. Висота топлення 41400 мм. У нижній частині топлення й на фронтовій і задній стінці розташовані пальники, у кількості 8 штук. Вихід шлаків здійснюється через 2 льотки, захищені змійовиками, охолоджуваними конденсатом.

Регулювання температури пари СКД за котлом здійснюється зміною співвідношення палива й води. Для очищення конвективних поверхонь нагрівання передбачається обдування й обдування ОГ-8.

Характеристика котлоагрегату:

Витрата свіжої пари 1000 т/година;

Тиск живильної води на вході у ВЕ 32 МПа;

Тиск свіжої пари 25,5 МПа;

Температура свіжої пари 545 ⁰С;

Витрата пари промперегрева 780 т/година;

Тиск пари промперегрева 3,9 МПа;

Температура пари промперегрева 545 ⁰С;

Температура живильної води 265 ⁰С;

Температура гарячого повітря 384 ⁰С;

Температура газів, що йдуть 163 ⁰С.

2.1.2 Турбіна ДО-300-240 Харківського турбінного заводу

Турбоустановка ДО-300-240, ДЕРЖСТАНДАРТ 3618-69, парова, конденсаційна, без регульованих відборів призначена для привода генератора змінного струму ТГВ-300. Турбіна виконана для роботи в блоці з котлом ТПП-312А. Турбіна являє собою одновальний трициліндровий агрегат с трьома вихлопами пари в один загальний конденсатор.

Свіжа пара з котла подається до окремо вартих блоків паророзподілу, у яких розташовані стопорні й регулювальні клапани. Турбіна має 9 нерегульованих відборів пари, призначених для підігріву живильної води в ПНТ, деаераторі, ПНТ до температури 265 ⁰С и для харчування привода турбіни турбонасоса.

Технічна характеристика турбіни:

1.Витрата пари через стопорний клапан 914,64 т/година;

2. Температура підігріву живильної води 265 ⁰С;

3.Тиск у конденсаторі 0,00374 МПа;

4.Питома витрата тепла 1864 ккал/кВтг;

5.Кількість холодної води, що проходить

через конденсатор 34805 м³/година

Ротори ЦВТ і ЦСТ з'єднані твердою муфтою, напівмуфти якої отковані заодно з кожним з валів. Ротори середнього й низького тиску, а також низького й генератора з'єднані між собою твердими муфтами, напівмуфти яких насаджені на кінці валів.

Ротор ЦВТ - цельнокований, ротор ЦСТ - комбінований, ротор ЦНТ - збірний: облопачені диски посаджені на кінці валів з натягом. Валопровід турбіни з «гнучких» роторів, для яких робоча частота обертання вище критичної. Ротор високого тиску - одноопорний, інші ротори опираються кожний на два підшипники.

Підшипник №1 і №2 (передній і середній) змонтовані у виносних опорах. Опорні підшипники №3 і №5 установлені в опорах, вбудованих у вихлопні патрубки ЦНТ. Опора переднього підшипника сприймає й передає на фундамент статичне навантаження від маси корпуса ЦВТ, а також бере участь в організації теплових переміщень турбіни. Завзятий підшипник сприймає осьове зусилля ротора й виконаний у вигляді завзятого гребеня, з кожної сторони якого розташовані завзяті колодки.

Для змащення підшипників підводить масло з тиском 1,6-1,8 кгс/дм². При аварійному відключенні всіх насосів маслосистеми змащення або при різкому зниженню тиск у змащенні турбіни маслоснабженіє здійснюється від аварійних бачків.

Для забезпечення нормального положення й переміщення корпусів турбіни при зміні теплового стану, передбачені вертикальні, поздовжні й поперечні шпонки. Розширення агрегату відбувається убік переднього підшипника на величину до 50мм і незначно убік генератора.

Система регулювання турбіни гідродинамічна, робочим тілом системи є конденсат при тиску 16 - 22 кгс/дм². Транспортування робітничого середовища здійснюється НРТ (насос регулювання турбіни). У процесі експлуатації в роботі 2 насоси, один у резерві.