Разработка проекта по внедрению на Уфимскую ТЭЦ-2 ООО «БГК» турбины типа ПТ-80-130 для теплоснабжения нового района «Заречье» г. Уфы

В целом по городу можно ожидать некоторое увеличение нагрузок промышленных потребителей, но значительного прироста их ожидать не следует, так как при модернизации предприятия переходят на менее теплоемкие технологии.

Следует ожидать увеличение нагрузки в суммарном тепловом балансе доли жилищно–коммунального сектора в связи с увеличением социальной нормы жилой площади и объема строительства. Основной сохранится система централизованного теплоснабжения от источников “Башкирэнерго”.

• В связи с вводом замещающей ТЭЦ – 5, взамен морально устаревших и физически изношенных ТЭЦ – 1 и 3, она будет обеспечивать нагрузки их потребителей в Северном тепловом районе.
• Намечается изменение границ теплового района ТЭЦ–2 в связи с намеченным демонтажом котельной “Инорс” — часть нагрузки Северной части центрального района предлагается обеспечивать от новой котельной в районе «Глумилино» тепловой мощностью на перспективу 300 Гк/час.
• В южной части Центрального и Южном районах предлагается перераспределение зон обслуживания отопительных котельных “Башкирэнерго” этих районов, а дефицит тепловой мощности обеспечить от новой котельной “Юрюзань” в Старой Уфе. 
• Размещение новых жилых районов в Затоне и Нижегородке потребует строительство там новых отопительных котельных.
• В районе Дема и Шакша, где не намечается больших объемов нового строительства, обеспечение их тепловых нагрузок возможно за счет полного использования мощности существующих котельных НГДУ и Шакша.
• Районы новой малоэтажной и усадебной застройки намечается обеспечить теплом от индивидуальных отопительных котлов.
• Строительство ТЭЦ–5 потребует строительства новых и реконструкции части тепломагистралей в Северном тепловой районе.
• В районах строительства новых теплоисточников потребуется прокладка новых сетей от них и, в некоторых случаях, реконструкция существующих.

В топливном балансе теплоисточников основным топливом является природный газ. Он составляет 70% суммарного потребления топлива ТЭЦ города и 100% котельных “Башкирэнерго”. 28% потребности ТЭЦ в топливе составляет мазут – это ТЭЦ – 1,2,3 и 4, потребляющие мазут с УНПЗ и Уфанефтехима,поступающий на них по мазутопроводам. В незначительных объемах на ТЭЦ используется технологический и попутный газ с соседних предприятий нефтехимического комплекса.

Высокий процент использования газа в топливном балансе и тепло источников намечается сохранить, учитывая тяжелую экологическую обстановку на территории города и большой объем затрат на перевод тепло источников на другие виды топлива.

Целесообразнее проведение энергосберегающих мероприятий и рациональное использование природного газа для сохранения существующего уровня его потребления.

Основными тепловыми агрегатами паротурбинной ТЭС являются паровой котел и паровая турбина. Паровой котел представляет собой системы поверхностей нагрева для производства пара из непрерывно поступающей в него воды путем использования теплоты, выделяющейся при сжигании топлива, которое подается в топку вместе с необходимым для горения воздухом. Поступающую в паровой котел воду называют питательной водой. Питательная вода подогревается до температуры насыщения, испаряется, а выделившийся из кипящей (котловой) воды насыщенный пар перегревается.

При сжигании топлива образуются продукты сгорания – теплоноситель, который в поверхностях нагрева отдает теплоту воде и пару, называемый рабочим телом. После поверхностей нагрева продукты сгорания при относительно низкой температуре удаляются из котла через дымовую трубу в атмосферу. На ТЭЦ-2 установлены 3 дымовые трубы, 1 труба высотой 150 м, 2 трубы по 180 м.

Полученный в котле перегретый пар поступает в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины. С последним связан электрический генератор, в котором механическая энергия превращается в электрическую. Отработавший пар из турбины направляют в конденсатор – устройство, в котором пар охлаждается водой из природного (река Уфа) или искусственного (градирня) источника и конденсируется.

Конденсатным насосом конденсат перекачивают через подогреватели низкого давления (ПНД) в деаэратор. При доведении конденсата до кипения происходит освобождение его от кислорода и углекислоты, вызывающих коррозию оборудования. Из деаэратора вода питательным насосом через подогреватели высокого давления (ПВД) подается в паровой котел. Подогрев конденсата в ПНД и питательной воды в ПВД производится паром, отбираемым из турбины, - регенеративный подогрев. Регенеративный подогрев воды также повышает к.п.д. паротурбинной установки, уменьшая потери теплоты в конденсаторе.

Таким образом, паровой котел питается конденсатом производимого им пара. Часть конденсата теряется в системе электростанции и составляет потери. На ТЭЦ часть пара, кроме того, отводится на технологические нужды промышленных предприятий и для подогрева сетевой воды на отопление и горячее водоснабжение. На ТЭЦ-2 потери пара и конденсата составляют около 3% от общего расхода пара, и для их восполнения требуется добавка воды, предварительно обрабатываемой в водоподготовительной установке.

Добавочная вода и турбинный конденсат содержат некоторые примеси, главным образом растворенные в воде соли, окислы металлов и газы. Эти примеси вместе с питательной водой поступают в котел. В процессе парообразования в воде повышается концентрация примесей, и в определенных условиях возможно их выпадение на рабочих поверхностях котла в виде слоя отложений, ухудшающего передачу через них теплоты. В процессе парообразования, кроме того, примеси воды частично переходят в пар, однако чистота пара должна быть очень высокой во избежание отложения примесей в проточной части турбины. По обеим причинам нельзя допускать большого загрязнения питательной воды; допустимое загрязнение питательной воды и вырабатываемого пара регламентируется специальными нормами.

В число устройств и механизмов, обеспечивающих работу парового котла, входят: топливоприготовительные устройства; питательные насосы, подающие в котел питательную воду; дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения; дымососы, служащие для отвода продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу, и другое вспомогательное оборудование. Паровой котел и весь комплекс перечисленного оборудования составляют котельную установку. Современная мощная котельная установка представляет собой сложное техническое сооружение для производства пара, в котором все рабочие процессы полностью механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы ее оснащают автоматической защитой от аварий.

1 – паровой  котел; 2 – паровая турбина; 3 – электрический генератор; 4 – конденсатор; 5 – конденсатный насос; 6 – питательный насос; 7 – подогреватель низкого давления; 8 – подогреватель высокого давления; 9 – деаэратор; 10 – подогреватель сетевой воды; 11 – промышленный отбор пара; 12 – водоподготовительная установка.

Рисунок 5 - Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

 

Краткая характеристика технологии производства Уфимской ТЭЦ-2

 ТЭЦ-2 является источником тепловой (в виде пара и сетевой воды) и электрической энергии, обеспечивает  теплом более половины населения города Уфы. Возврат конденсата отпускаемого пара отсутствует.

Установленная электрическая мощность ТЭЦ – 466 МВт, тепловая – 1496 Гкал/ч.

Отличительной особенностью Уфимской ТЭЦ-2 является большой коэффициент использования электрической и тепловой мощности, что позволяет работать в экономичном режиме.

Выработка электроэнергии за 2010 год составила 2538,8 млн. кВт*ч, за период 2009 года - 2447,4 млн кВт*ч  (103,7 %).

Отпуск тепла в 2010 составил  3376,1 тыс. Гкал,  в 2009 году – 3202,8 тыс.  Гкал   (105,4 %).  Удельные расходы топлива на отпуск электроэнергии составили 286,9 г/кВт*ч при норме 288,4 г/кВт*ч; на отпуск тепла – 134,6 кг/Гкал, что соответствует нормативу. Экономия топлива составила 3403 тут.

Потребителями электрической энергии являются: ОАО «УМПО», «Москвич», городские электрические сети, НПП «Мотор», АО «Стеклонит», Уфимский ДОК, ОАО «Стройдеталь», «Уфамолагропром», УТТУ, «Уфаводоканал», мебельный комбинат, завод «Дубитель», ПО «Агидель». ОАО «КПД», АО «Лита».

Потребителями тепловой энергии являются:

- в виде горячей воды: жилой  сектор Калининского, Орджоникидзевского, Октябрьского районов г. Уфы, микрорайон  «Инорс», 1 и 2 площадки «УМПО»;

- в виде пара: промышленный район  – по двум паропроводам 16 ата, 1-я площадка «УМПО» - паром 6 ата.

Режим работы  станции определяется электрическими графиками нагрузок. В зимний период, оборудование работает по тепловому графику нагрузок, который определяется потребностью теплофикационных и паровых абонентов. Температурные графики теплофикационных установок задаются диспетчерской службой тепловых сетей.

Отпуск электроэнергии осуществляется следующим потребителям: по ВЛ-110 кВ - Сипайлово-1,2, ВЛ-35 –Калининская -1,2. В энергосистему  - ВЛ -110кВ- Максимовка, Западная-1, 2.  ВЛ-220кВ - НПЗ, Бекетово.

Электрические и тепловые нагрузки ТЭЦ-2 (на 14.12.2010)

График электрической мощности max/min – 442/435 МВт.

Таблица 14 - Отпуск тепла с горячей водой потребителям

Потребитель		Сетевая вода
		т/ч	Гкал/ч
ТУ-1	ТМ-Мотор	38	2
	ТМ-УМПО	1320	67
	ТМ-28	1170	59
	ТМ-Инорс	850	42
ТУ-2	ТМ-19	4000	196
ТУ-4	ТМ-25	2150	108
	ТМ-30	5300	265

 

Отпуск тепла с паром III-отбора 115 т/ч,   80,5 Гкал/ч. 

Состав основного оборудования:

- Энергетические котлы среднего давления типа Е-110/32 ГМ-4 шт.

ст. №№ 1,2 Е-110/32 ГМ -  вертикально-водотрубные, 2-х барабанные,  Невского завода им. Ленина" г. Ленинград;

ст. №№ 4,5 Е-110/32 ГМ - четырехбарабанные, вертикально-водотрубные,  немецкой фирмы "Джон-Томпсон";

Энергетические котлы высокого давления типа БКЗ-320-140-ГМ-7 шт.

ст. №№ 6 – 12 – однобарабанные, вертикально-водотрубные, с естественной циркуляцией, предназначены  для получения пара высокого давления при сжигании газа (основное топливо) и мазута (резервное);

- Водогрейные котлы типа ПТВМ-100 – 2 шт., ПТВМ-180 – 2 шт.

- Паровые турбины ПТ-60-130/13 - 2 шт., Т-100/110-130 - 1 шт., Т-110/120-130 - 2 шт., Р-7-25/1,2- 2 шт., Р-12-25/1,2 -1 шт.

№ 1,2 – Р-7-25/1,2 - Кировский завод;

№ 3 – Р-12-25/1,2 – « Сименс-Шуккерт»;

№ 4,5 – ПТ- 60/65 – 130/13 – ЛМЗ;

№ 6 – Т-100/120-130-УТМЗ;

№7,8 – Т-110/120-130/4-УТМЗ.

Таблица 15 - Техническое описание турбин ст. №№ 1,2,3,4,5,6,7,8.

NN ТГ	Тип	Параметры пара перед турбиной		Устан. мощн. ТГ N уст. МВт	Расход тепла на ТГ при N уст., Гкал/ час	Макс. рас-ход пара на    ТГ, т/час	Макс. про-пуск пара в конд.,     т/час	Макс. мощ-ность ТГ, МВт	Регулируемые отборы
		Давл., кгс/ см2	Темп °С						Давл. кгс/ см2	Макс.отбор Дт Дп
1	2	4	4	5	6	7	9	10	11	12
1-2	Р-7-29	29	400	7	-	90	-	12	-	-
3	Р-12-29	29	400	12	-	110	-	30	-	-
4-5	ПТ-60/65 -130/13	130	555	60	-	396	160	75	10-16 0,7-2,5	140 250
6	Т-100/120-130	130	555	100	160	460	270	120	0,5-2,0 0,6-2,5	310
7	Т-110/120-130-4	130	555	110	188	485	-	120	0,5-2,0 0,6-2,5	340
8	Т-110/120-130-4	130	555	110	175	485	325	120	0,5-2,0 0,6-2,5	325