Главная / Регистрация ООО

ТЭЦ и Мини-ТЭЦ. Проектирование и основные отличия

РЕФЕРАТ

Проект ТЭЦ с разработкой инвариантных САР

Объектом строительства является Минская ТЭЦ

Целью проекта является изучение всех аспектов строительства станции: экономическое обоснование реконструкции электростанции, выбор основного и вспомогательного оборудования тепловой и электрической частей станции, вопросы охраны труда и охраны окружающей среды, выбор топливного хозяйства и системы технического водоснабжения, выбор и обоснование водно-химического режима.

В процессе проектирования выполнены следующие разработки: применение на станции энергосберегающей технологии комбинированного производства электрической и тепловой энергии с оборудованием, соответствующим современному уровню энергетического машиностроения.

Элементами практической значимости полученных результатов являются экономия топлива в энергосистеме на обеспечение требуемых объемов производства тепловой и электрической энергии, соответствующее значительное снижение выбросов вредных веществ в атмосферу и оздоровление экологической обстановки в регионе.

Приведенный в дипломном проекте расчетно-аналитический материал объективно отражает состояние разрабатываемого объекта, все заимствованные из литературных и других источников теоретические и методологические положения и концепции сопровождаются ссылками на их авторов.

Введение

Обоснование строительства электростанции и выбор основного оборудования

1 Величины тепловых нагрузок

2 Обоснование тепловых нагрузок

3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

4 Выбор пиковых водогрейных котлов

5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

6 Расчёт раздельной схемы выработки тепла и электроэнергии

7 Выбор оптимального состава оборудования

8 Расчёт NPV

Расчет принципиальной тепловой схемы блока

1 Исходные данные

2 Cоставление сводной таблицы параметров пара и воды в основных элементах тепловой схемы

3 Баланс пара и воды

4 Тепловой расчет расширителя непрерывной продувки

5 Тепловой расчет сетевых подогревателей

6 Расчёт подогревателей высокого давления

7 Тепловой расчет атмосферного деаэратора

8 Тепловой расчет вакуумного деаэратора

9 Тепловой расчёт деаэратора питательной вод

10 Расчёт подогревателей низкого давления

11 Определение расхода пара на турбину

Укрупненный расчет теплогенерирующей установки

3.1 Исходные данные

2 Расчёт котлоагрегата при сжигании мазута

3.3 Расчёт котлоагрегата при сжигании газа

Выбор вспомогательного оборудования

Топливное хозяйство

1 Газавое хозяйство

2 Мазутное хозяйство

Система технического водоснабжения

Водно-химический комплекс ТЭЦ

1 Проект ВПУ ТЭЦ

2 Выбор и обоснование ВХР ТЭЦ

Электрическая часть

1 Описание электрической схемы станции

2 Расчёт токов короткого замыкания

3 Выбор электрических аппаратов

4 Описание конструкции ЗРУ-110 кВ

Автоматизированная система управления технологическим процессом ТЭС

9.1 Функции и основные подсистемы АСУ ТП

2 Автоматическое регулирование барабанного парогенератора

3 Автоматические защиты теплоэнергетических установок

9.4 Организация управления теплоэнергетическими установками на

9.5 Технический, экономический, экологический и социальный эффект внедрения АСУ ТП ТЭС

5 Контроллер многоканальный микропроцессорный Ремиконт КР 3ОО/131

10. Охрана окружающей среды

10.1 Выбросы оксидов серы

2 Выбросы оксидов азота

10.3 Выбросы оксида ванадия

4 Выбросы оксида углерода

10.5 Расчет и выбор дымовой трубы

11. Охрана труда

1 Производственная санитария и техника безопасности

2 Пожарная безопасность

Компоновка главного корпуса

Генеральный план электростанции

Технико-экономические показатели

Спецвопрос.

Заключение

Список используемых источников

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время в большинстве промышленно развитых стран выработка электроэнергии в основном производится на электрических станциях с паротурбинными установками, работающими на органическом топливе. Рабочей средой на установках тепловых электростанций является вода.

В связи с повышением единичной мощности энергетических блоков и электрических станций, увеличением неравномерности графиков электрических нагрузок и усложнением режимов эксплуатации оборудования ТЭС, удорожанием органического топлива возрастает актуальность задач обеспечения экономичной, надежной и маневренной работы электрических станций.

Одновременно предусматривается дальнейшее развитие теплофикации и централизованного теплоснабжения потребителей за счет ликвидации мелких низкоэкономичных котельных, использующих дефицитные виды топлива, что обеспечивает как экономию топлива, так и значительное высвобождение рабочей силы. Большое внимание необходимо уделять реконструкции электрических станций, демонтажу и модернизации морально устаревшего оборудования и повышению на этой основе его технико-экономической эффективности.

Развитие вычислительной техники позволяет применять на станциях различные автоматизированные системы, построенные на базе ЭВМ, что значительно упрощает обслуживание ТЭЦ, получение информации и управление технологическими процессами, хоть и требует повышения квалификации персонала. С помощью ЭВМ можно в значительной мере усилить контроль за текущим состоянием энергетического оборудования, и в результате чего своевременно выявлять неполадки и дефекты, что в конечном итоге ведет к уменьшению эксплуатационных затрат.

В данном дипломном проекте предлагается проект ТЭЦ для города Минска (1-я очередь), с оборудованием станции являются турбоагрегат ПТ-80/100-240 и парогенератор Е-500.

1. Обоснование строительства ТЭЦ

1 Величины тепловых нагрузок

Номинальная тепловая нагрузка теплофикационных и технологических отборов для турбин составляет:

для ПТ-80/100-130- Qтфо=294 ГДж/час, Qтхо=777 ГДж/час;

777 ГДж/час

294 ГДж/час

Задаемся часовыми коэффициентами теплофикации =0,52; =0,86. Тогда расчетный отпуск тепла:

ГДж/час;

2 Обоснование тепловых нагрузок

Определим число жителей, снабжаемых теплом. Для этого примем hтс=0,93. Удельный расход тепла на одного жителя и число часов использования максимума нагрузки составляет:

для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час;

для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.

тогда число жителей определяем как:

жителей.

отопление и вентиляция

ГДж/год;

горячее водоснабжение

ГДж/год.

ГДж/час.

3 Выбор основного оборудования ТЭЦ

В соответствии с величиной и структурой тепловых нагрузок с учетом блочной схемы ТЭЦ принимаем следующий состав основного оборудования: 1´ПТ-80/100-130. За конкурирующий вариант строительства ТЭЦ принимаем ПТ-60-130

4 Выбор пиковых водогрейных котлов

Исходя из теплофикационной нагрузки в номинальном режиме и суммарного номинального отпуска тепла из теплофикационных отборов турбин часовой отпуск тепла от ПВК определяется:

Номинальная производительность ПВК для котла типа КВГМ-100-150: ГДж/час. Тогда количество ПВК:

т.е. принимаем к установке 1 котел.

1.5 Расчёт комбинированной схемы отпуска тепла и электроэнергии

Рассмотрим и сравним два варианта состава основного оборудования ТЭЦ:

вариант I -ПТ-80/100-130;

вариант II -ПТ-60-130.

Расчёт капиталовложений в ТЭЦ

Капиталовложения в основное оборудование ТЭЦ приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 1)

ТипЗатраты на 1 оборудования(млн. $)оборудованияголовнойпоследующийПТ-80/100-130+500 т/ч81,9463,75КВГМ-100-2,89

Тогда общие капиталовложения в ТЭЦ:

КТЭЦ=К1ПТ-80/100+500 т/ч +КПВК=81,94+2,89=84,83 млн. $

млн.$/МВт.

Произведем аналогичный расчет для второго варианта. Состав основного оборудования ТЭЦ для второго варианта приведен в таблице.

Таблица 1.2

Состав основного оборудования (вариант 2)

Тип турбоагрегатаКоличествоQТФО, ГДж/чПТ-60-1301210

Номинальный часовой отпуск тепла от турбин:ТФОТ-60=210 ГДж/ч ,

Часовой отпуск тепла от ТЭЦ:

ТФ=åQТФО/aТФ=210/0,52= 403,8 ГДж/ч.

Для отопления и вентиляции =11,3 , =2500 час,

для горячего водоснабжения =8,2 , =3500 час.

2920 час,

Определим годовую отопительную нагрузку к расчетному периоду:

отопление и вентиляция

ГДж/год;

горячее водоснабжение

Тогда суммарный годовой отпуск тепла от ТЭЦ в расчетном году:

ГДж/год.

ГДж/час;

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ:

ГДж/час.

Годовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

ГДж/год.

Часовой отпуск тепла из ТФ-отборов ТЭЦ:

ГДж/ч.

Необходимый отпуск теплоты от ПВК:

пвк=Qтф-Qтфо = 535,3-278,4 = 256,9 ГДж/ч.=QПВК/419= 256,9/419 » 0,6 шт.

Ставим 1 ПВК КВГМ-100, капиталовложения показаны в таблице 1.3.

Таблица 1.3

Капиталовложения в основное оборудование (вариант 2)

Тип оборудованияЗатраты на 1 оборудования (млн.$)головнойпоследующий123ПТ-60-1303425,5БКЗ-42036,0430,6КВГМ-1002,89

Общие капиталовложения в ТЭЦ:

КТЭЦ=К1ПТ-60+ К1БКЗ-420+ КПВК=34+36,04+2,89=72,93 млн. $

Удельные капиталовложения в ТЭЦ:

млн.$/МВт

Определение годового расхода топлива на ТЭЦ

Вариант I

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT ,

где a - расходы теплоты на холостой ход, МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока;

0,3(185 × 5000) + 0,54(70 × 3000) - 11,6× 6300=463980 МВт × ч.

Qт=16,8 × 5000+1,98 × 100 × 4000 - 0,97 × 463980+185 × 5000+70 × 3000=

97 × 106 МВт×ч

КА=0,034/(hKA×hТП)=0,034/(0,944×0,99)=0,0364 т у. т./ГДж.

å=QåT × 1,02= 1600000 ×1,02= 1632000 ГДж/год.

ВКА=bКА× Qå=0,0364×1632000= 59405 т у. т./год,

ПВК=0,034/(hПВК×hТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.

ВПВК=QгТФ×(1-aгТФ)×bПВК=×(1-0,89)×0,040= 7264,3 т у.т./год.

ВТЭЦ= ВКА +ВПВК=59405 + 7264,3 = 66670т у.т./год.

Вариант II

Годовой расход топлива на ТЭЦ определяется на основе энергетических характеристик турбо- и котлоагрегатов.

тгод=aT+rкNтh-DrЭт+Qтхоhтхо+Qтфоhтфо,

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT,

где a - расходы теплоты на холостой ход,МВт;- потери в отборах, МВт;- число часов работы турбины в году, ч/год;- годовое число часов использования электрической мощности, ч/год;к - относительный прирост для конденсационного потока;

Dr - уменьшение относительного прироста на теплофикационном потоке;тхо - удельная выработка электроэнергии на технологическом отборе, МВт/МВт;тфо - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном отборе, МВт/МВт.

Годовой отпуск электроэнергии на теплофикационной выработке (на тепловом потреблении)

Эт=WтхоQтхоhтхо+WтфоQтфоhтфо-cT =

0,3(85 × 5000) + 0,54(52 × 3000) - 11,6× 5000=153740 МВт × ч.

Qт=16,8×5000+1,98×60×4000-0,97 × 153740+85 × 5000+52 × 3000=0,99×106

Удельный расход топлива на выработку тепла на котлоагрегате:

КА=0,034/(hKA×hТП)=0,034/(0,92×0,99)=0,037 т у. т./ГДж.

Отпуск тепла от котлов на турбины с учётом потерь в количестве 2%:

å=QåT×1,02= 990000 ×1,02= 1009800 ГДж/год.

Годовой расход топлива на энергетические котлы:

ВКА=bКА×Qå=0,037×1009800= 37363 т у. т./год,

Удельный расход топлива на выработку тепла на ПВК:

ПВК=0,034/(hПВК×hТП)=0,034/(0,86×0,99)=0,040 т у.т./ГДж.

Годовой расход топлива на ПВК:

ВПВК=QгТФ×(1-aгТФ)×bПВК=×(1-0,89)×0,04=5195 т у.т./год.

Суммарный расход топлива на ТЭЦ:

ВТЭЦ= ВКА +ВПВК= 37363 + 5195 = 42558 т у.т./год

Определение издержек и приведенных затрат на ТЭЦ

Вариант I

Постоянные издержки:

Ипост=1,3×(1,2×КТЭЦ×Ра/100+kшт×NТЭЦ×зсг),

где Ра =3,6 % - норма амортизации (табл.6 ),

зсгшт

Ипост=1,3×(1,2×84,4×106×3,6/100+0,6×80×6500) = 5145504 $/год.

Переменные издержки:

Ипер=ВТЭЦ×Цт у.т.=66670×185 = 12333950 $/год,

где Цт у.т.

Удельные капиталовложения:тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП ,

где Ен

ЗТЭЦ=0,12×84,83×106+5,1×106 +12,3×106+0,12×(120+16,8) 106 + 9×106 +

57×106 = 53,57 млн.$/год

Вариант II

Постоянные издержки:

Ипост=1,3×(1,2×КТЭЦ×Ра/100+kшт×NТЭЦ×зсг),

где Ра =3,6% - норма амортизации (табл.6 ),

зсг=6500 $/год - среднегодовая заработная плата,шт=0,6 чел./МВт - штатный коэффициент (табл.8 ),

Ипост=1,3×(1,2×72,93×106×3,6/100+0,6×60×6500) = 4399949 $/год.

Переменные издержки:

Ипер=ВТЭЦ×Цт у.т.= 42558×185 = 7873230 $/год,

где Цт у.т.=185 $/т у.т. - цена 1 тонны условного топлива.

Принимаем длину теплосетей и ЛЭП:тс=30 км; lлэп=30 км.

Удельные капиталовложения:

тс=4.106 $/км; kлэп=0,56.106 $/км.тс =4.106.30=120.106 $; Kлэп =0,56.106.30=16,8.106 $;

Издержки: Итс=0,075.Kтс;

Илэп=0,034.Kлэп.

Итс=0,075.120.106=9.106 $/год;

Илэп=0,034.16,8.106=0,57.106 $/год.

Приведенные затраты на ТЭЦ:

ЗТЭЦ=Ен×КТЭЦ+Ипост+Ипер+Ен×(КТС+КЛЭП)+ИТС+ИЛЭП ,

где Ен=0,12 - нормативный коэффициент.

ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) — предприятие, основная функция которого заключается в выпуске электричества и тепловой энергии , а также снабжении ими населения и прилегающих объектов промышленности.

Специфической особенностью теплоэлектростанции является теплофикация — использование тепла двигателей электрогенераторов.

Оборудование ТЭЦ составляют теплофикационные турбины, предназначенных для единовременного получения тепловой и электрической энергии. Теплофикационные турбины, используемые на ТЭЦ, бывают нескольких типов:

Типа Т, теплофикационные с отопительным отбором пара;
Типа Р, с противодавлением, без регулируемого отбора пара;
Типа ПТ, теплофикационные с производственным и отопительным отборами пара.

Более современное смешанное производство минимизирует потери топлива при производстве энергии. Это выгодно отличает ТЭЦ от предприятий, в которых выработка электричества происходит раздельно, например ГРЭС, а также и от котельных установок, применяющих только тепловую энергию.

На ранних этапах строительства ТЭЦ топливом для выработки энергии служил уголь. Реконструкции ТЭЦ , проведенные впоследствии, позволили использовать природный газ, в качестве наиболее экологического вида топлива.

В ходе эксплуатации ТЭЦ проявляется ярко выраженная сезонность. Период подачи отопления станции используется по тепловому графику. Их основная задача – удерживать температуру воды при любых погодных условиях. В период, когда отборы для теплофикации отключены, например, в теплое время года, ТЭЦ эксплуатируются для выработки электроэнергии.

Строительство любого предприятия, в том числе и теплоэлектростанции должно быть финансово обосновано. В крупных населенных пунктах, в которых проживает не менее ста тысяч человек или в моногородах, основанных на базе крупного промышленного предприятия, возведение ТЭЦ имеет смысл.

Проектирование ТЭЦ

Проектирование любой ТЭЦ осуществляется в соответствии с утвержденными нормами технологического проектирования тепловых электрических станций.

Особое значение при создании проекта имеет разработка компонентов главного корпуса теплоэлектростанции.

Проект строительства ТЭЦ включает в себя следующие этапы:

Всесторонний анализ объекта, требований заказчика и разработка наиболее оптимального технико-экономического решения;
Разработка монтажных и пусконаладочных работ;
Разработка охранных систем (сигнализация и автоматическое пожаротушение);
Организация сдачи объектов в эксплуатацию;
Согласование документации с надзорными органами;
Подбор технологического оборудования в соответствии с техзаданием;
Разработка систем автоматизации;
Реконструкция или модернизация уже существующих ТЭЦ.

Отдельно стоит отметить проектирование канала охлаждения ТЭЦ . Система охлаждения может работать с помощью естественных или искусственных водоемов.

При использовании природных резервуаров процесс охлаждения воды происходит в озере или системе озер естественного происхождения. При выводе огромного количества тепла к уже существующему водоему пристраивается несколько рукотворных, соединяющихся каналами и водосливами, для последовательного прохождения воды.

Иногда для создания канала охлаждения сооружаются специальные бассейны или запруды. Их используют, когда требуется вывод тепла в небольшом количестве. Искусственные бассейны представляют собой резервуары состоящие из железобетона прямоугольной или круглой формы. При проектировании каналов охлаждения всегда учитывается необходимость разместить резервуары в углублении. При строительстве бассейнов большое внимание уделяется их стойкости, безопасности и абсолютной водонепроницаемости.

Искусственные водоемы нечасто используются при проектировании каналов охлаждения из-за их значительной стоимости и большой площади размещения.

Комбинированные каналы охлаждения, состоящие из искусственных водохранилищ на реках, совмещают в себе функции регулятора стока и охладителя.

Принципы реконструкции и модернизации ТЭЦ

Реконструкция ТЭЦ необходима для усовершенствования цикла термодинамики и снижения расхода топливных ресурсов. Она всегда ориентирована на улучшение производительности, повышение мощности и на разработку максимально эффективных способов эксплуатации оборудования. Для этого необходим анализ рентабельности вложений в покупку нового, более современного оборудования. Приобретенное и установленное в ходе реконструкции оборудование должно быть не менее экономичным, чем существующие современные энергоблоки.

Необходима тщательная оценка рынка потребления электро- и тепловой энергии для правильного подбора технологии реконструкции на основе всех существующих новейших разработок.

Наилучший вариант как модернизации, так и реконструкции всегда определяется с учетом реалий существующего предприятия с обязательным обоснованием финансовой эффективности вложенных инвестиций.

Мини-ТЭЦ

Проблема энергоснабжения давно уже стала основной не только в России, но и во всем мире. В настоящее время принята концепция разработки и возведения Мини-ТЭЦ. Мини-ТЭЦ выполняют те же функции выработки энергии, что и ТЭЦ к которым мы уже давно привыкли.

К неоспоримым достоинствам Мини-ТЭЦ можно отнести:

Возможность расположения Мини-ТЭЦ в непосредственной близости от энергопотребителей, а значит уменьшение потерь и сокращение расходов на доставку энергии;
Создание альтернативы электроснабжающим организациям;
Возможность обеспечить электроэнергией удаленные предприятия;
Выше проектный срок службы и интервалы техобслуживания;
Капитальные затраты на возведение и срок окупаемости Мини-ТЭЦ значительно ниже обычной ТЭЦ.

Таким образом, проектирование небольших станций дает возможность подключить объекты к энергосети в обход энергетических монополий, а также в том случае когда электросети в месте установки отсутствуют.

Также нужно учесть тот факт, что цена полученной электроэнергии для конечного потребителя не будет зависеть от непрерывного повышения тарифов энергогигантов.

При сравнении Мини-ТЭЦ с котельными можно отметить, что станции обладают на порядок большей продуктивностью, а также наличием дополнительных функций. Автоматизация Мини-ТЭЦ превосходит даже современные котельные, построенные с учетом всех новейших конструкторских разработок.

Модификации Мини-ТЭЦ

Отличия в видах Мини-ТЭЦ заключается в используемом для выработки энергии топливе.
Станции, сконструированные на основе дизельных двигателей внутреннего сгорания;
Производительные станции, оснащенные газопоршневым или газотурбинным оборудованием;
Станции, использующие в качестве топлива древесные отходы;
Многочисленные разновидности станций, работающих на биотопливе.

Отдельно можно отметить новейшую разработку в сфере конструирования теплоэлектростанций на основе двигателя Стирлинга — Микро ТЭЦ. Такие ТЭЦ служат для потребителей, не нуждающихся в большом количестве энергии. Топливом для Микро ТЭЦ служат пеллеты — гранулы, состоящие из древесных отходов, торфа или лузги подсолнечника.

Проектирование Мини-ТЭЦ

На начальном этапе разработки и конструирования Мини-ТЭЦ определяются цели строительства и исследуются существующие ограничения для их достижения. На основе целей производится выбор электрогенерирующего оборудования.

В проектной документации к Мини-ТЭЦ подробно описывается разработка всех необходимых систем, таких как:

Системы автоматизации централизованного оперативного контроля и мониторинга за функционированием Мини-ТЭЦ;
Системы программных и аппаратных средства для контроля инженерного оборудования;
Интегрированные охранные системы и системы пожарной безопасности.

В технической документации к типовому проекту станции устанавливаются правила организации подключения к электросетям. Подготавливается установка резервных источников бесперебойного питания.

Большое внимание уделяется разработке раздела по охране окружающей среды. Планируются возможные совместные мероприятия с комитетом по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям.

В настоящий момент ведется разработка проектов Мини-ТЭЦ, использующих для выпуска энергии бытовые отходы. Ведутся исследования по возможности использования в качестве топлива отходов жизнедеятельности.

Как мы видим, Мини-ТЭЦ имеют множество преимуществ . Они выгодны с инвестиционной точки зрения, так как вложения в разработку и строительство окупаются в течение нескольких лет. Они расширяют возможности производства энергии вблизи небольших городов и промышленных объектов.

Нельзя не отметить, что использование альтернативных источников топлива значительно экономит топливно-энергетические ресурсы и снижает экологическую нагрузку.

Таким образом, появление Мини-ТЭЦ не заменяет, но гармонично дополняет и расширяет возможности применения теплоэлектростанций.

Обзор ТЭЦ Екатеринбурга и Свердловской области

Тепло Екатеринбургу обеспечивают три ТЭЦ: Свердловская ТЭЦ, Ново-Свердловская ТЭЦ и недавно построенная Академическая ТЭЦ.

Академическая ТЭЦ

Академическая ТЭЦ в Екатеринбурге является проектом КЭС – Холдинга и одним из самых значимых инвестиционных проектов в энергетике Екатеринбурга. Первый камень при строительстве ТЭЦ был заложен в феврале 2014 года. Расчетный период ввода в эксплуатацию был намечен на конец 2017 года, но состоялся в 2016 году.

По проекту мощность тепловой энергии – 393 гигакаллорий в час, мощность по электроэнергии – 230 МВт.

Благодаря значительным инвестициям (12 миллиардов рублей) были применены новейшие парогазовые технологии в производстве электроэнергии. Это позволит обеспечить максимальную эффективность при незначительном воздействии на экологию прилегающих районов города.

Проект строительства можно назвать социальным, так как причиной постройки ТЭЦ явилось значительное расширение районов города, в частности при строительстве района «Академический». ТЭЦ способна обеспечить энергией несколько районов Екатеринбурга, в том числе более двухсот школ и трех сотен детских садов.

Свердловская ТЭЦ

Старейшей теплоэлектростанцией в Свердловской области по праву считается Свердловская ТЭЦ. Ее возведение в 1930 году позволило обеспечить Уралмаш необходимой энергией. От скорости строительства ТЭЦ напрямую зависела скорость возведения Уралмаша. Сборка оборудования была абсолютно невозможна без тепла и света.

Свердловская ТЭЦ по сей день располагается в пределах территории завода и является самой крупной по вырабатываемой тепловой мощности в Свердловском филиале. Территория ТЭЦ занимает 28 гектар, на которых вырабатывается 1430 гигакаллорий в час, а также 36 МВт электроэнергии.

Весь центр Екатеринбурга, в том числе и районы Заречный, Сортировка, обеспечиваются теплом от Свердловской ТЭЦ.

Новосвердловская ТЭЦ

Новосвердловская ТЭЦ, также называемая ТЭЦ-2, находится в 12 километрах от города Екатеринбург. До постройки Академической ТЭЦ она была мощнейшей и, в то же время, самой молодой станцией в области. Запуск и введение в эксплуатацию в 1982 году и дальнейшая реконструкция в 2001 и 2005 годах позволила добиться мощности в 560 МВт и 886 Гкал/час.

Подача электричества и тепловой энергии, вырабатываемой на основе природного газа, осуществляется как в Екатеринбург, так и в находящийся рядом город Березовский.

В районе промзоны Новосвердловской ТЭЦ находится оздоровительный комплекс «Чистые пруды ». Это турбаза, расположенная неподалеку от нескольких озер, пользуется популярностью у жителей Екатеринбурга.

На территории Свердловской области введено в эксплуатацию и действует и поныне несколько ТЭЦ. Это новая Синарская ТЭЦ, расположенная в Каменск-Уральске, а также старейшие Красногорская, Первоуральская и Богословская теплоэлектростанции, запущенные на волне подъема промышленности в предвоенные годы.

Красногорская ТЭЦ

Грандиозная индустриализация, проходящая в СССР в 30-х годах привела к появлению многих промышленных предприятий, в том числе и Красногорской ТЭЦ. К концу Великой Отечественной войны она стала самой мощной ТЭЦ в стране и во многом поспособствовала победе над гитлеровской Германией. ТЭЦ была спроектирована для работы с углем, но реконструкция, проведенная в 1966 году, позволила перевести станцию на использование природного газа.

На данный момент Красногорская ТЭЦ обслуживает население в 100 тысяч человек, а также промышленные предприятия города Каменск-Уральский. Название произошло от деревни, находящейся вблизи начинающегося строительства.

Показатели мощности Красногорской ТЭЦ: электрическая мощность – 121 МВт, тепловая мощность — 1006 гигакаллорий в час.

Первоуральская ТЭЦ

В проекте станция возникла в пятидесятых годах прошлого века. Изначально Первоуральская ТЭЦ планировалась к использованию в качестве котельной для Новотрубного завода. В настоящий период она выделилась в самостоятельную единицу, и гарантирует подачу отопления и горячей воды в жилые дома города Первоуральска, а также поселков Талица и Магнитка.

Первоуральская ТЭЦ всегда была в числе предприятий, внедряющих передовые достижения науки. В ходе модернизации оборудования в 1967 году было произведено переоборудование котлов для использования природного газа. В девяностые годы станция вновь стала лидером инновации в энергетической сфере и впервые в стране внедрила противоточное умягчения воды, работающее полностью автономно. Это позволило освободить работников от трудозатратных видов работ и значительно улучшило состав воды.

Богословская ТЭЦ

Богословская ТЭЦ занимает важную нишу в энергетике Свердловской области. Она обеспечивает энергией и теплом город Краснотурьинск, а также Богословский алюминиевый завод, являющийся одним из крупнейших в данной отрасли.

ТЭЦ бесперебойно снабжает энергией город и население с 1951 года. В двухтысячных годах была проведена значительная модернизация оборудования и реконструкция здания ТЭЦ .

Жизнь, как и электроэнергетика не стоит на месте. Зарождаются новые проекты современных, высокотехнологичных ТЭЦ. Лучшим примером для этого может быть Северо-Западная ТЭЦ , построенная в Санкт-Петербурге. Станция первая в стране использует оборудование нового поколения с парогазовым бинарным циклом. Такая технология отличается высокой экономичностью и низкими экологическими издержками.

Модернизируются и возводятся новые энергоблоки на уже запущенных станциях. Два новых энергоблока вскоре будут запущены на Казанской ТЭЦ -1. Тендер на строительство выиграл екатеринбургский «Уралэнергострой». Строительство и пусконаладочные работы по объекту должны быть завершены к концу 2017 года.

Электростанция с комбинированным производством электроэнергии и тепла, как правило, расположенная в непосредственной близости от конечного потребителя.

В качестве источника энергии в мини-ТЭЦ чаще всего используются:

■ газопоршневые установки (ГПУ) с дизельными или газовыми двигателями внутреннего сгорания;

■ газотурбинные установки (ГТУ);

■ паротурбинные установки (ПТУ).

При выборе проектировщиком источника энергии мини-ТЭЦ приходится взвешивать достоинства и недостатки каждого из вариантов:

■ паровая турбина:

- преимущества ПТУ - мини-ТЭЦ может работать на любом топливе; широкая линейка мощностей, отечественный производитель делает на вполне достойном уровне (к примеру, Калужский завод изготавливает линейку турбин малой мощности, хорошо подходящих для мини- ТЭЦ), высокая надежность и солидный ресурс;

- недостатки ПТУ - высокая инертность (длительный период запуска), ограниченное число пусков из холодного состояния, высокая стоимость основного оборудования (поскольку турбина питается острым паром, то возникает необходимость оснащения мини-ТЭЦ достаточно серьезным котельным оборудованием и всеми сопутствующими системами трубопроводов высокого давления, что существенно удорожает строительство).

■ газопоршневая установка:

- преимущества ГПУ - эффективная работа при малой нагрузке, быстрый запуск, широкая линейка моделей по выходной мощности, работа с малым давлением газа (как правило, ниже 1 бара и дожимной компрессор не требуется), относительно низкие затраты на строительство ТЭЦ - нет необходимости в приобретении большого количества вспомогательного оборудования и в прокладке трубопроводов высокого давления, что серьезно удешевляет строительство; возможность выполнения ремонта персоналом ТЭЦ на месте;

- недостатки ГПУ - зачастую в настоящее время применяются ГПУ зарубежного производства, что ведет к серьезной зависимости от поставки зарубежных комплектующих, из опыта эксплуатации ГПУ в российских условиях есть данные о том, что агрегаты зачастую имеют низкую надежность - намного меньшую, чем заявлено производителем, высокий уровень (низкочастотного) шума;

■ газотурбинная установка: максимальная эффективность оборудования достигается на мощностях от 5 МВт и выше, что несколько затрудняет применение ГТУ в условиях мини-ТЭЦ; КПД ГТУ существенно меньше ГПУ C учетом того, что отходящие газы имеют температуру 450-550 О С, разумнее всего применять ГТУ в составе парогазовой установки, с дополнительной выработкой электричества в паросиловой установке;

- достоинства ГТУ : газотурбинная установка проще по устройству, чем паросиловая из-за отсутствия котельной установки, сложной системы паропроводов, конденсатора, а также большого числа вспомогательных механизмов, применяющихся в паровых установках; металлозатраты и вес газотурбинной установки на единицу мощности вследствие указанных причин будут значительно меньше, чем паротурбинной, для работы газотурбинной установки почти не требуется вода;

- недостатки ГТУ : полный капитальный ремонт газовой турбины - более сложная работа, чем капремонт газового двигателя; ресурс до капитального ремонта составляет у газовой турбины примерно в 2 раза меньше, чем у ГПУ высокий нижний порог эффективного применения (от 5 МВт, что особенно важно для мини-ТЭЦ), высокий уровень шума, требовательность к качеству топлива - необходимость установки пункта подготовки газа, дожимного компрессора, существенно большие капиталовложения на введение 1 кВт по сравнению с ГПУ В целом, применение ГТУ для мини-ТЭЦ сопряжено с рядом трудностей, которые зачастую сводят на нет их преимущества.

Опыт проектирования паросиловой мини-ТЭЦ на местном топливе (каменный уголь) в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия Рост тарифов на электроэнергию и транспорт, увеличение стоимости природного газа и дизельного топлива заставляют предприятия искать пути снижения затрат. Одним из путей повышения рентабельности производства может стать выработка собственной электрической и тепловой энергии с использованием местных видов топлива или отходов производства.

При использовании местных видов топлива (в том числе и низкосортных) собственная мини-ТЭЦ позволяет снизить зависимость от поставщиков энергии и общие эксплуатационные расходы за счет использования более дешевой электрической и тепловой энергии.

В некоторых случаях использование местных видов топлива или производственных отходов оказывается выгоднее, чем выработка тепловой и электрической энергии с помощью оборудования, работающего на магистральном газе.

Типичным примером мини-ТЭЦ, ориентированной на местные топливные ресурсы, является спроектированная институтом в 2009 г. мини-ТЭЦ в поселке Зырянка Верхнеколымского улуса Республики Якутия. Поселок Зырянка (около 5 тыс. чел.) находится на левом берегу в устье реки Ясачной. Климатический район - многолетняя (вечная) мерзлота. Проектируемая мини-ТЭЦ предназначена для покрытия электрических нагрузок поселков Зырянка и Затон и села Угольное в количестве 7,4 МВт.

Тепловые нагрузки, принятые к покрытию от проектируемой мини-ТЭЦ, составляют 25 Гкал/ч в горячей воде в максимально-зимнем режиме. Тепловые нагрузки в паре отсутствуют. Основным потребителем тепловых нагрузок в горячей воде является поселок Зырянка. После строительства мини-ТЭЦ, существующие котельные переводятся в режим теплопунктов. Температурный график теплосети - 130/80 О С. Схема теплоснабжения - закрытая.

В 60 км от Зырянки в поселке Угольный расположен угольный разрез «Зырянский», где добывается каменный уголь. В поселке Зырянка расположен базисный склад угля. Со склада производится снабжение углем населенных пунктов и предприятий, расположенных в бассейне реки Колыма. В связи с вышеизложенным, в качестве основного топлива проектируемой мини-ТЭЦ был определен каменный уголь. В качестве наиболее удобного источника энергии для проектируемой мини-ТЭЦ были выбраны паровые турбины малой мощности.

Было рассмотрено 3 варианта основного оборудования для ТЭЦ.

Вариант 1:

■ четыре блочных турбогенератора типа П 2,52,1/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;

■ четыре серийных паровых котла типа КЕ 2524-350С с топкой ТЧЗМ 2,7/5,6 производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Вариант 2:

■ три серийных турбоагрегата типа П 6-3,4/0,5-1, номинальной мощностью 6,0 МВт каждый, производства ОАО «Силовые машины» г. Калуга, Россия;

Вариант 3:

■ четыре блочных турбоагрегата типа П 2,53,4/0,5, номинальной мощностью 2,5 МВт каждый, которые будут разработаны и изготовлены ОАО «Силовые машины» г. Калуга;

■ четыре паровых котла типа КЕ 25-40-440, которые будут изготовлены ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

В максимально-зимнем режиме выбранным оборудованием обеспечиваются заданные тепловые и электрические нагрузки.

Количество турбоагрегатов в каждом варианте было принято из расчета покрытия электрических нагрузок в летнее время при условии ремонта одного агрегата и аварийного выхода из строя второго агрегата. В вариантах 1, 3 при выходе из строя одной из турбин, оставшиеся в работе турбины обеспечивают максимальную электрическую нагрузку потребителей.

Выполненный технико-экономический расчет строительства мини-ТЭЦ показал техническую возможность и экономическую целесообразность данного строительства. Финансово-экономический расчет показал умеренный и примерно одинаковый срок окупаемости капитальных вложений во всех рассмотренных вариантах.

После рассмотрения вариантов состава оборудования мини-ТЭЦ, решением рабочего совещания при министре жилищно-коммунального хозяйства и энергетики Республики Саха (Якутия) был утвержден вариант 2 со следующим составом основного оборудования:

■ два серийных турбоагрегата типа П-6-3,4/0,5-1 номинальной мощностью 6 МВт каждый, производства ОАО «Калужский турбинный завод» г. Калуга, Россия;

■ четыре паровых угольных котла типа КЕ-25- 40-440С, производства ООО «Бийский котельный завод» г. Бийск, Россия.

Здание главного корпуса многопролетное, разновеликой высоты, сомкнутой компоновки состоит из следующих отделений:

■ турбинное отделение;

■ котельное отделение;

■ бункерная этажерка с ленточными конвейерами топливоподачи;

■ деаэраторно-питательная установка с центральным тепловым щитом;

■ пристройка электротехнического блока и блока административно-бытовых и вспомогательных помещений;

■ пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО и помещения баков подпитки теплосети.

Турбинное отделение имеет размер в плане 60x15 м высотой до низа ферм 15 м.

В турбинном отделении устанавливаются поперечно два турбоагрегата П 6-3,4/0,5 с отметкой обслуживания +6,0 м. Для механизации ремонтных работ в турбинном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 10 т и ремонтные площадки. С турбинным отделением сблокирована пристройка электротехнического блока, административно-бытовых и вспомогательных помещений размерами в плане 60x18 м. Котельное отделение имеет размеры в плане 60x18 м высотой до низа ферм 16 м. В котельном отделении устанавливаются: четыре котла КЕ-25-40-440С с ячейкой 12x18 м, дымососы, вентиляторы, экономайзеры с воздухоподогревателями, золоулавливающие установки, оборудование шлакозолоудаления. Дымовые газы после золоулавливающих установок отводятся в общую дымовую трубу Ду=3 м, Н=60 м. Для механизации ремонтных работ в котельном отделении предусматривается установка подвесного электрического крана г/п 5 т и ремонтные площадки.

Перед фронтом котлов расположена пристройка бункерной этажерки размерами в плане 54x6 м и высотой до низа балки 21 м. На отметке +17 м располагается ленточный конвейер топливоподачи. Между отметками +17,000 и +13,200 расположены бункеры угля. Между турбинным и котельным отделением расположены деаэраторно-питательная установка, центральный тепловой щит, РУСН-0,4 кВ в помещении размерами в плане 7,5x54 м с высотой до низа балки 14,4 м. На отметке +0,000 деаэраторно- питательной установки устанавливаются подогреватели и насосы сырой и химочищенной воды, питательные насосы, подпиточные насосы. На отметке +7,800 устанавливаются два деаэратора ДСА-100. Со стороны постоянного торца главного корпуса предусматриваются пристройка объединенно-вспомогательного корпуса, ХВО, помещения баков подпитки теплосети.

Хозяйство твердого топлива мини-ТЭЦ состоит из следующих основных сооружений:

■ расходного склада угля;

■ дробильного корпуса;

■ галереи ленточных конвейеров.

Максимальный расход топлива 2,95 т/ч на один котел при максимальной нагрузке на котел.

Хозяйство жидкого топлива. Дизельное топливо марки «арктическое» по ГОСТ 305-82 предусматривается использовать в качестве топлива для резервных дизель-генераторов. Для хранения запаса дизельного топлива предусматривается хозяйство дизельного топлива. В состав хозяйства дизельного топлива входят:

■ склад дизельного топлива, состоящий из пяти резервуаров V=100 м 3 , горизонтальных, надземных. Резервуары устанавливаются на открытую площадку габаритами 21 x33 м с подпорной стеной высотой 1 м на случай разлива. Через ограждающую стенку предусмотрены четыре переходных мостика;

■ насосная дизельного топлива, которая состоит из трех насосов, один из которых резервный. Насосная дизельного топлива представляет собой одноэтажное здание общими габаритами 6x9 м.

Система золошлакоудаления предусматривает удаление золы и шлака. Провалившиеся через полотно мелкие частицы топлива транспортируются к правой щеке рамы, где в желобах имеются отверстия, через которые они ссыпаются на нижнюю ветвь колосникового полотна и далее в систему шлакоудаления.

Для удаления очаговых остатков из-под каждого котла применяется индивидуальный скреперный подъемник с ковшом. При рабочем ходе перфорированный ковш подъемника перемещается по горизонтальному участку канала. При этом происходит заполнение ковша шлаком и золой. Заполненный ковш поднимается по наклонному участку и в конце пути опрокидывается, разгружая содержимое в бункер. Количество шлака составляет 0,38 т/ч от каждого котла.

Источник технического водоснабжения - проектируемый водозабор на реке Ясачная.

Заключение . Удельные капитальные вложения для строительства данной мини-ТЭЦ сравнительно велики, что определяется строительством в условиях Крайнего Севера (грунты - вечная мерзлота, сейсмичность - 7 баллов), на подтапливаемых территориях, а также необходимостью учета стоимости тепловых сетей, теплопунктов, внешних сетей водоснабжения, линий электропередач для выдачи мощности т.п. Срок окупаемости - около 9 лет.

Строительство ТЭЦ начато в 2009 году и приближается к своему завершению.

Опыт проектирования газопоршневой мини-ТЭЦ в пгт. Барышевка (Киевская обл., Украина)

Проектирование, строительство и реконструкция котельных и мини-ТЭЦ, работающих на угле, особым образом отличается от аналогичных работ по газовым и дизельным котельным и требует решения дополнительных задач для обеспечения надежной работоспособности и высокого КПД.

Для мощностей до 20-30 МВт э газопоршневые когенерационные установки показывают себя лучше всех других технологий. Причем в диапазоне от 3 до 5 МВт э они просто вне конкуренции.

Наивысший электрический КПД - до 30% у газовой турбины, и около 40% - у газопоршневого двигателя, достигается при работе под 100% нагрузкой. При снижении нагрузки до 50%, электрический КПД газовой турбины снижается почти в 3 раза. Для газопоршневого двигателя такое же изменение режима нагрузки практически не влияет как на общий, так и на электрический КПД. Газопоршневая мини-ТЭЦ не требует установки сложного и дорогостоящего вспомогательного оборудования, которое требуется для мини-ТЭЦ на основе паровых или газовых турбин.

В качестве типичного примера газопоршневой мини-ТЭЦ рассмотрим когенерационную установку для нужд агрофирмы в пгт. Барышевка (Киевская обл., Украина), проект строительства которой был разработан институтом в 2007 г. Водогрейная котельная ООО Агрофирма «Пролисок ЛТД» предназначена для отпуска тепловой энергии в виде горячей воды на отопление тепличного хозяйства, служебно-бытовых помещений предприятия и самой котельной. Проектом была предусмотрена установка газопоршневого агрегата (ГПА) на базе газотопливного двигателя CATERPILLAR G3520C электрической мощностью 1,95 МВт с технологическим модулем ТМ С2000 тепловой мощностью 2,203 МВт (1,895 Гкал/ч). Работа газопоршневого агрегата - по электрическому графику, зависящему от потребности в дополнительном искусственном освещении теплиц Агрофирмы «Пролисок ЛТД». Газопоршневой агрегат предусмотрено разместить в помещении существующей котельной. Основным и единственным топливом ГПА является природный газ. Предложенная тепловая схема обеспечивает экономичную и надежную эксплуатацию электростанции в различных режимах. Рассчитанные экономические показатели показали приемлемые сроки окупаемости (около 6 лет) и значения других интегральных показателей. Срок строительства - 4 месяца. В настоящий момент газопоршневая электростанция работает в составе локальной энергосети и обеспечивает теплицы агрофирмы электрической и тепловой энергией. Углекислый газ используется для активизации роста тепличных культур.

Проектирование мини-ТЭЦ на базе газотурбинного двигателя ДА-14 (ДО14) производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» (г. Лабытнанги Ямало-Ненецкий АО)

В 2007 г. институтом был выполнен проект увеличения на 12 МВт мощности на передвижной электростанции (ПЭС) «Лабытнанги», расположенной Ямало-Ненецкого Автономного округа. Электроэнергетика г. Лабытнанги складывается на базе ПЭС «Лабытнанги» ОАО «Передвижная энергетика». Основной продукцией, производимой на ПЭС, является электроэнергия, получаемая в газотурбинных установках с утилизацией тепла уходящих газов, и тепловая энергия в виде горячей воды, полученная за счет когенерации. Горячая вода расходуется для обеспечения собственных нужд электростанции в тепле. Источником получения электроэнергии на ПЭС в настоящее время являются пять передвижных электростанций и одна газотурбинная электростанция ГТЭ-38. Первые две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 мощностью 4 МВт каждая ст. № 1, 18 были установлены в 1974 и 1976 гг. Дальнейшее развитие осуществлялось путем наращивания мощности за счет передвижных установок ПАЭС-2500 по 2,5 МВт (1976-1983 гг.). Были установлены три передвижные электростанции ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, мощностью 5 МВт, каждая из которых включает две установки ПАЭС-2500.

В 1996 г. было осуществлено строительство электростанции мощностью 24 МВт (ГТЭ-24) с установкой двух газотурбинных агрегатов мощностью 12 МВт каждый в стационарном машинном зале. По проекту расширения электростанции ГТЭ-24 до мощности 38 МВт было выполнено строительство нового машзала, в котором был установлен газотурбинный двигатель ДА-14 (ДО14) номинальной мощностью 14 МВт с генератором Т-16-2У3 мощностью 16 МВт. Компоновкой машзала было предусмотрено резервное место для газотурбинной установки аналогичного типа и выполнен фундамент. Таким образом, суммарная установленная мощность энергоисточников ОАО «Передвижная энергетика» составляла 61 МВт, что существенно перекрывало потребность региона в электрической мощности. Однако агрегаты, отработавшие по 25-30 лет и выработавшие свой ресурс, не могли обеспечить требуемую степень надежности. Установленные в 70-х годах прошлого века две передвижные электростанции типа ГТЭ-4 ст. № 1, 18 требуют замены и вывода из эксплуатации. Для обеспечения работы основного оборудования ГТЭ-38 использовалось существующее вспомогательное технологическое оборудование, размещенное в четырех вагонах на новой производственной площадке:

■ вагон вспомогательного оборудования (ВВО);

■ вагон-градирня (ВГ) ;

■ вагон управления и контроля (ВУК);

■ вагон распредустройств (РУ).

С учетом предполагаемого роста электрических нагрузок, строительство третьего блока ГТЭ-24 мощностью 14 МВт обеспечивало лишь текущие потребности в энергоснабжении, без необходимого резерва, работающего на газовом топливе. Кроме того, сохранялась потребность в дорогостоящем дизельном топливе, необходимом на период проведения регламентных и ремонтных работ генерирующего энергооборудования, работающем на газовом топливе.

Вариант с заменой выводимого из эксплуатации оборудования на аналогичное, работающее на жидком топливе, не рассматривался в виду его явной нерентабельности из-за меньшего КПД (около 23%) и высокой стоимости жидкого топлива (в 12 раз дороже природного газа). В связи с вышеизложенным, существовала острая необходимость в строительстве еще одного газового блока на ПЭС «Лабытнанги» мощностью 12 МВт. Своевременное строительство генерирующих мощностей должно было создать условия для выполнения программы комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры при реализации программы «Жилище». Согласно предварительным расчетам строительство дополнительной мощности 12 МВт за счет кредитных ресурсов не приводило к увеличению тарифа для потребителя, поскольку возврат кредита планировался за счет экономии топлива - использование газового топлива вместо дизельного (условия кредита - на 4-5 лет, начало возврата - со второго года).

Заказчик утвердил к проектированию следующий состав основного оборудования:

■ одна газотурбинная установка номинальной мощностью 12 МВт на базе газотурбинного двигателя ДА-14 (ДО14) производства ГП НПКГ «Зоря-Машпроект» с генератором Т-12-2ЭУ3 (устанавливаемая в существующем машзале на существующий фундамент),

■ один водогрейный котел-утилизатор УТ-47 производства НТКО ЗАО «Ухтинский экспериментально-механический завод».

Проектная суммарная установленная электрическая мощность газотурбинного оборудования ПЭС «Лабытнанги», работающего на природном газе, при осуществлении проекта составит 50 МВт.

Проектом также предусматривалось:

■ установка двух дизельных генераторов типа ЭСД-200-30-Т/400М максимальной мощностью 230 кВт каждая в контейнерном исполнении, расположенных на открытой площадке (дизель- генераторы предусматриваются для покрытия потребности в электроэнергии при так называемом «холодном пуске» или пуске ПЭС с нуля, а также в аварийном режиме);

■ строительство теплового пункта для выдачи тепла городским потребителям в количестве 30 Гкал/ч и выдачи тепла на собственные нужды электростанции в количестве 6 Гкал/ч;

■ перенос существующей насосной станции пожаротушения в здание проектируемого теплового пункта;

■ сооружение подземного железобетонного бака аварийного слива масла объемом 5,6 м 3 .

После строительства ГТУ ст. № 4 мощностью 12 МВт, существующие ГТЭ-5 ст. № 3, 4, 5, работающие на дизельном топливе, переводятся в холодный резерв.

Газотурбинная установка ГТУ-12 устанавливается в существующем машзале на отм. 0,000.

Расположение контейнера ГТУ продольное.

В центре машзала устанавливаются масло- блоки двигателя и генератора проектируемой ГТУ-12 рядом с существующими маслоблоками установленной ранее ГТУ-14. Для восполнения безвозвратных потерь масла используется существующий расходный бак масла V=1 м 3 .

На отм. +13,860 м на выходе продуктов сгорания из ГТУ установлен водогрейный котел- утилизатор УТ-47. Удаление дымовых газов в атмосферу после котла-утилизатора осуществляется через металлическую дымовую трубу высотой 35 м и диаметром устья 3 м.

Над кровлей машзала на отм. +10,000 м размещается комплексная воздухоочистительная установка (КВОУ).

На площадке на отм. +10,000 м размещаются также аппараты воздушного охлаждения масла (АВОМ) двигателя, генератора, а также аппараты воздушного охлаждения антифриза (АВОА). Аварийный слив масла от проектируемой ГТУ предусматривается во вновь сооружаемый подземный бак аварийного слива масла объемом

5,6 м 3 , располагаемый за стеной здания. Для системы смазки газовой турбины и маслоснабжения генератора предусматривались раздельные системы минерального масла.

Управление ГТУ и контроль за основными параметрами ГТУ, а также вспомогательного оборудования, осуществляется оператором системы автоматического управления (САУ), который располагается в расширенной по проекту установки ГТУ ст. № 3 части существующего вагона управления и контроллеров.

Основным и единственным топливом для устанавливаемой газотурбинной установки является природный газ.

Аварийное и резервное топливо для работы проектируемой газотурбинной установки не предусматривается. Запитка газом - от существующего БППГ

Период окупаемости проекта с учетом обслуживания заемных средств составил 3,4 года.

Заключение

С учетом намечающегося дефицита электроэнергии, высокого износа мощностей существующих ТЭЦ малая энергетика имеет хорошие перспективы развития. Малая энергетика, конечно, не сможет полностью заменить большую. Однако нет сомнений в том, что при условии грамотной реализации подобных проектов, небольшие станции могут стать эффективными источниками энергии, и во многих случаях будут способны удовлетворить растущие потребности в тепле и электричестве.

ПОСЛЕДНИЕ

Выполнение проекта водогрейной газовой установки мощностью 3,6 МВт. Московская Область, Истринский р-н.

Выполнение проекта водогрейной газовой установки мощностью 0.4 МВт для отопления школы. Московская Область, г. Пушкино.

Получение Технических условий на газоснабжение для реконструкции установки работающей на газе в Московской Области, г. Ивантеевка.

Выполнение проекта водогрейной газовой установки мощностью 6.0 МВт на котлах Buderus. Московская Область, г. Ивантеевка.

Получение Технических условий на газоснабжение, выполнение проекта, поставка и монтаж оборудования газовой линии пищевого производства. Москва.

Выполнение проекта, поставка и монтаж оборудования узла учета газа и автоматики безопасности для промышленного предприятия. Московская область, г. Дмитров.

Выполнение проекта, поставка и монтаж оборудования узла учета газа и автоматики безопасности банного комплекса. г. Москва.

Реконструкция системы автоматики установки с проектированием и выполнением монтажных работ г. Воронеж.

Водогрейная установка мощностью 2х6 МВт (12 МВт) работающая на природном газе и два блочных Тепловых Пункта в зданиях Заказчика мощностью 7,79 МВт и 4,5 МВт Московсая область г.Орехово-Зуево

Водогрейная установка установка мощностью 3 x 7,33 МВт работающая на природном газе и дизельном топливе Московсая область, Дзержинский

ВЫПОЛНЕННЫЕ ОБЪЕКТЫ

Подтверждение Технических Условий на газоснабжение объекта для реконструкции установки 60 тонн пара в час с установкой водогрейных котлов ICI 2х2 МВт. Москва.

Проектирование и строительство установки 9 тонн пара в час. Московская Область. Химкинский район.

Получение Технических Условий на газоснабжение объекта для строительства установки 9 тонн пара в час. Московская Область. Химкинский район.

Проектирование системы сжиженного газа. г. Ростов-на-Дону.

Автоматизация, диспетчеризация газо-дизельной установки 2х3,5 МВт, Нижний Новгород

Паровая стационарная газовая установка. Котлы ICI Caldae 2х1 т/ч, газовые горелки Cib Unigas. г. Москва

Реконструкция водогрейной стационарной газовой установки. Котлы Unical 3х3,5 МВт/ч, Московская область, г. Люберцы

Водогрейная газовая установка. Котлы Viessmann, газовые горелки Weishaupt. г. Москва. 2х3,5 мВт

Водогрейная газовая установка. Котел Ici Clade, газовая горелка Cib Unigas. Московская область, г. Подольск. 1х3,5 мВт + 2х2,5 мВт

Сушильная камера с газовыми горелками Riello. г. Москва. 2х0,4 мВт, Нижегородская область, г. Дзержинск

Водогрейная стационарная газовая установка. Котлы Ici Clade, газовая горелки Cib Unigas. 2х2,0 мВт + 0,35 мВт Московская область, г. Истра

КОМПАНИИ

Водогрейная блочная газовая установка. Котлы Viessmann, газовые горелки Weishaupt. г. Москва. 2х7,8 мВт + 1х 4,5 мВт, Московская область, г. Подольск

Водогрейная блочная газовая установка. Котлы Энтророс, газовые горелки F.B.R. Тульская область 2х3,5 мВт Объект:

Водогрейная блочная газо-дизельная установка. Котлы Ecoflam, Комбинированные горелки Ecoflam. г.Одинцово. 4х2 мВт

Водогрейная установка мощностью 3х6,5 МВт (19,5 МВт) работающая на природном газе и дизельном топливе, г. Екатеринбург

Паро-водогрейная установка мощностью 3х6,5 МВт + 2х5 т/ч (19,5 МВт + 10 т/ч) работающая на газе и дизельном топливе, г. Санкт-Петербург

Водогрейная установка мощностью 2х3,5 МВт + 2х7,5 МВт (22 МВт) работающая на газе, г. Новосибирск

Вогдогрейная установка мощностью 42 МВт (36 Гкал/ч) работающая на газе и дизельном топливе г. Рязань

Паровая установка мощностью 3х22 т/ч (66 т/ч) с возможностью расширения до 5х22 т/ч (110 т/ч), работающая на топливном газе и арктическом дизельном топливе, г. Самара

Комплектная автоматизированная блочно-модульная водогрейная установка мощностью 2х3 МВт (6 МВт) работающая на природном газе Московсая область, Мытищи

Паровая установка установка мощностью 2 х 2,0 т/ч (4,0 т/ч), работающая на природном газе Владимирская обл

ООО «ПриволжскНИПИнефть» ведущий проектный институт, выполняющий полный комплекс изыскательских, проектных и экспертных работ в области теплоэнергетике, проектов строительства тепловых электрических централей ТЭЦ и тепловых электрических станций ТЭС.

ООО «ПриволжскНИПИнефть» выполняет широкий спектр проектных, изыскательских и научно-методических работ. Использование современных и авторских программных продуктов, методик, приборов и оборудования дают возможность разрабатывать и успешно согласовывать многовариантные проекты любой сложности.

Многолетний опыт работы ООО «ПриволжскНИПИнефть» позволяет разрабатывать проектные решения, учитывающие экологические и экономические аспекты при строительстве наземной инфраструктуры ТЭЦ (мини-ТЭЦ) и ТЭС.

Наши заказчики высоко оценивают качество выполненных работ и высокий профессионализм сотрудников института.

Основные направления проектно-изыскательских работ в области теплоэнегетического проектирования являются:
Проектирование тепловых электрических централей ТЭЦ и тепловых электрических станций ТЭС, в том числе и газотурбинных мини-ТЭЦ на месторождениях нефти и газа.

ТЭЦ предназначены для автономного и бесперебойного энергоснабжения предприятий различных отраслей промышленности и объектов ЖКХ.

Наибольшей эффективностью, надежностью и универсальностью отличаются установки на основе газовых (газопоршневых) двигателей. Это вызвано, прежде всего, современными требованиями к экологической чистоте окружающей среды, а также к снижению эксплуатационных расходов на органическое топливо и доступностью его использования. Газовые двигатели используются для работы в составе генераторных установок, предназначенных для постоянной и периодической работы (снятие пиковых нагрузок) с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла (когенерация). Кроме того, они могут использоваться для обеспечения работы абсорбционных холодильных установок (тригенерация) в системах кондиционирования. Подробнее…

Основными достоинствами мини-ТЭЦ являются:
комбинирование процесса производства электроэнергии и тепла;
низкая стоимость единицы тепловой и электрической мощности;
качество и бесперебойность энергоснабжения;
соответствие европейским экологическим стандартам;
максимальная заводская готовность при поставке в контейнерном исполнении;
отсутствие необходимости строительства специального здания;
мобильность (возможен демонтаж энергоблока и перевозка его на другой объект);
интеграция генерирующего оборудования в энергосистему Заказчика;
модульная схема и наличие специальной автоматики позволяют реализовать поэтапное увеличение генерируемых мощностей;
низкий срок окупаемости и большой ресурс энергоблока.

Выполняем комплексное проектирование объектов тепловой энергетики (ТЭС), электросетевого хозяйства, автономных источников тепло- и электроснабжения при новом строительстве, модернизации и реконструкции энергоблоков действующих энергообъектов.

Основные этапы работ:
Сбор исходных данных
технические условия и подключение к сетям
инженерно-геологические изыскания
инженерно-топографическая съемка
технические условия на оборудование
обследование и обмерные работы (при расширении и реконструкции объекта)
технические условия на авто и ж/д дороги

Выбор и компоновка оборудования
, ГРЭС, электрических сетей и подстанций - разработка предложений и рабочей документации
генплан и транспорт
сводный план инженерных коммуникаций
планы, фасады и разрезы зданий и сооружений с поузловой разбивкой
конструкторская документация
расстановка и обвязка оборудования
тепловые схемы, схемы газоснабжения и химводоподготовки;
инженерные коммуникации (водоснабжение/водоотведение, отопление/вентиляция, электротехническое и гидротехническое хозяйство, АСУТП)
разработка локальных, объектных смет и сводно-сметного расчета
Согласование и экспертиза проектной документации
Получение разрешения на строительство
Авторский надзор
_______________________________________

1.1.4. Правила распространяются на:
наружные газопроводы поселений, включая межпоселковые;
наружные (внутриплощадочные), внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства), промышленных, сельскохозяйственных и других производств;
наружные и внутренние газопроводы и газовое оборудование (технические устройства) тепловых электрических станций (ТЭС), в том числе внутриплощадочные газопроводы с давлением газа свыше 1,2 МПа к газотурбинным и парогазовым установкам, пункты подготовки газа, включая блоки редуцирования и компремирования, очистки, осушки, подогрева и дожимающие компрессорные станции;

2.1.6. Требования настоящих Правил распространяются на газопроводы и сооружения на них:

высокого давления I-а категории свыше 1,2 МПа на территории тепловых электрических станций к газотурбинным и парогазовым установкам;

высокого давления II категории свыше 0,3 МПа до 0,6 МПа включительно;

среднего давления III категории свыше 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно;

2.1.14. Экспертизе промышленной безопасности подлежат проекты:
схем газоснабжения республик, краев, областей, районов, городских и сельских поселений;
газораспределительных газопроводов, в том числе защиты газопроводов от электрохимической коррозии;
автоматизации технологических процессов распределения газа в поселениях;
систем газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных, включая системы автоматики безопасности и регулирования процессами горения газа.

3.1.6. Утвержденная и согласованная проектная документация до начала строительства, реконструкции и технического перевооружения систем газораспределения и газопотребления, а также заключение экспертизы промышленной безопасности представляется в территориальный орган Госгортехнадзора России.

Заключения экспертизы промышленной безопасности рассматриваются и утверждаются территориальным органом Госгортехнадзора России в установленном порядке на:

городские наружные и межпоселковые газопроводы;

схемы (системы) газораспределения поселений;

наружные и внутренние газопроводы промышленных, сельскохозяйственных и других производств, тепловых электрических станций (ТЭС), районных тепловых станций (РТС), производственных, отопительно-производственных и отопительных котельных (систем газопотребления).

4.3. К опасным производственным объектам относятся газораспределительная сеть поселений, сеть распределительная межпоселковая, в том числе здания и сооружения, эксплуатация которых осуществляется одной газораспределительной организацией, а также объекты газопотребления промышленных, сельскохозяйственных и других производств, ТЭЦ, РТС, а также котельные, эксплуатируемые одной организацией за исключением отмеченных в п. 1.1.4., использующие газ в виде топлива.

4.6. Регистрация опасного производственного объекта системы газопотребления промышленных производств, тепловых электрических станций, районных тепловых станций и котельных в территориальных органах Госгортехнадзора России осуществляется на основании их идентификации после окончания строительно-монтажных работ и приемки объекта в эксплуатацию.

7. Особые требования взрывобезопасности при эксплуатации систем газоснабжения тепловых электрических станций (ТЭС) и котельных

7.1. Требования раздела распространяются на газопроводы и газовое оборудование котельных агрегатов тепловых электрических станций с единичной тепловой мощностью более 420 ГДж/ч.

7.2. На каждой тепловой электрической станции, имеющей объекты газового хозяйства, должна быть создана газовая служба (участок) по эксплуатации и ремонту газопроводов и газового оборудования (технических устройств).

7.3. Объем эксплуатационной документации должен соответствовать требованиям настоящих Правил, а также нормативно-техническим документам, учитывающим условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, согласованным Госгортехнадзором России и утвержденным в установленном порядке.

Технологические схемы газопроводов должны быть вывешены в помещениях ГРП и щитов управления или воспроизводиться на дисплее автоматического управления.

7.4. При эксплуатации газопроводов и газового оборудования должны выполняться:

осмотр технического состояния (обход);

проверка параметров срабатывания предохранительных запорных клапанов (ПЗК) и предохранительных сбросных клапанов (ПСК), установленных в ГРП (ГРУ);

проверка срабатывания ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок котлов;

проверка герметичности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;

контроль загазованности воздуха в помещениях ГРП и котельном зале (котельной);

проверка работоспособности автоматических сигнализаторов загазованности в помещениях ГРП и котельного зала (котельной);

проверка срабатывания устройств технологических защит, блокировок и действия сигнализации;

очистка фильтров;

техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования;

техническое обслуживание средств защиты газопроводов от коррозии;

включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;

текущий ремонт;

проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;

техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;

капитальный ремонт;

отключение недействующих газопроводов и газового оборудования (обрезка с установкой постоянных заглушек на сварке).

7.5. Осмотр технического состояния (обход) должен производиться в сроки, обеспечивающие безопасность и надежность эксплуатации систем газоснабжения, но не реже 1 раза в смену для ГРП, внутренних газопроводов котельной и котлов, 1 раза в мес. для надземных газопроводов и в соответствии с настоящими Правилами для подземных газопроводов.

При обходе подтягивание сальников на арматуре и откачка конденсата из дренажных устройств газопроводов с давлением более 0,3 МПа не допускается.

7.6. Проверка параметров срабатывания ПЗК и ПСК должна проводиться не реже 1 раза в 6 мес., а также после ремонта оборудования.

Предохранительные сбросные клапаны в ГРП должны быть настроены на параметры, обеспечивающие начало их открывания при превышении величины максимального рабочего давления на выходе из ГРП на 15%, а предохранительные запорные клапаны, в том числе встроенные в регулирующие клапаны, при превышении рабочего давления не более чем на 25%.

При настройке и проверке параметров срабатывания ПЗК и ПСК не должно изменяться рабочее давление газа после регулирующих клапанов на выходе из ГРП.

7.7. Проверка срабатывания ПЗК котлов и горелок должна проводиться перед растопкой котла на газе после простоя более 3 суток, перед плановым переводом котла на сжигание газа, а также после ремонта газопроводов котла.

7.8. Очистку фильтра необходимо проводить при достижении допустимого значения перепада давления, указанного в паспорте завода-изготовителя.

7.9. Контроль загазованности в помещениях ГРП и котельной должен проводиться стационарными сигнализаторами загазованности или переносным прибором из верхней зоны помещений не реже 1 раза в смену.

При обнаружении концентрации газа необходимо организовать дополнительную вентиляцию и незамедлительные работы по обнаружению и устранению утечки газа.

7.10. Проверка срабатывания устройств технологических защит и действия сигнализации по максимальному и минимальному давлению газа в газопроводах проводится в сроки, указанные в инструкциях заводов-изготовителей, но не реже 1 раза в 6 мес.

При проверке не должно изменяться рабочее давление газа в газопроводах.

Проверка блокировок производится перед пуском котла или переводом его на газообразное топливо.

7.11. Техническое обслуживание газопроводов и газооборудования должно проводиться не реже 1 раза в 6 мес.

К проведению технического обслуживания могут привлекаться сторонние организации, имеющие опыт и возможности выполнения этих работ.

7.12. До начала работ по техническому обслуживанию следует провести проверку рабочей зоны помещения (котельного зала, ГРП) на загазованность с отметкой в наряде-допуске.

7.13. При техническом обслуживании ГРП должны выполняться:

проверка хода и герметичности отключающих устройств (задвижек, кранов), а также герметичности ПЗК и ПСК прибором или мыльной эмульсией;

проверка герметичности мест прохода сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами;

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, прибором или мыльной эмульсией;

осмотр, при необходимости очистка фильтра;

проверка сочленений приводов механизмов с регулирующими клапанами, устранение люфта и других неисправностей в кинематической передаче;

продувка импульсных линий приборов средств измерений, предохранительно-запорных и регулирующих клапанов;

проверка параметров настройки ПЗК и ПСК;

смазка трущихся частей, подтяжка сальников арматуры, при необходимости их очистка.

7.14. При техническом обслуживании внутренних газопроводов должны выполняться:

проверка герметичности фланцевых и сварных соединений газопроводов, сальниковых набивок арматуры приборами или мыльной эмульсией;

подтяжка сальников арматуры, при необходимости очистка;

продувка импульсных линий приборов средств измерений.

7.15. При отключении газового оборудования сезонного действия должны устанавливаться заглушки на газопроводах-отводах к ним.

7.16. Текущий ремонт газопроводов и газового оборудования должен проводиться не реже 1 раза в 12 мес. на отключенном оборудовании и газопроводах с установкой заглушек на границах отключаемого участка со стороны подачи газа.

7.17. До начала и в процессе выполнения работ по техническому обслуживанию и ремонту должен осуществляться контроль рабочей зоны на загазованность.

При концентрации газа в помещении, превышающей 20% нижнего концентрационного предела распространения пламени, работы должны быть приостановлены.

После окончания работ газопроводы должны быть испытаны на герметичность, а после сварочных работ - на прочность и герметичность в соответствии с действующими нормами.

Испытания должны проводиться персоналом, выполнившим ремонтные работы, в присутствии оперативного персонала станции. Результаты испытаний оформляются актом.

7.18. Текущий ремонт газооборудования ГРП должен выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.19. При текущем ремонте надземных газопроводов производится:

устранение прогиба, выпучивания, замена и восстановление креплений, опор;

разборка и ремонт отключающих устройств (запорной арматуры) не обеспечивающей герметичность закрытия с притиркой уплотняющих поверхностей;

восстановление противошумового и теплоизоляционного покрытий;

окраска газопроводов и арматуры (не реже 1 раза в 5 лет);

проверка герметичности соединений и устранение дефектов, выявленных при осмотре технического состояния (обходе).

7.20. При текущем ремонте запорной арматуры должны выполняться:

очистка арматуры, разгон червяка и его смазка, набивка сальника;

разборка запорной арматуры, не обеспечивающей плотность закрытия затворов с притиркой уплотняющих поверхностей;

проверка наличия смазки в редукторах электроприводов, плотности их корпусов;

проверка затяжки (крепеж) фланцевых соединений, смена износившихся и поврежденных болтов и прокладок;

проверка исправности и ремонт приводного устройства;

при сервисном обслуживании газовой арматуры заводом-изготовителем сроки и объемы работ определяются техническими условиями на изготовление арматуры.

7.21. Пересмотр режимных карт на газовых котлах должен осуществляться с периодичностью не реже 1 раза в 2 года, а также после капитального ремонта котла, замены газогорелочных устройств.

7.22. Техническая диагностика газопроводов и газового оборудования должна проводиться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.23. Капитальный ремонт газопровода и газового оборудования может быть назначен по результатам технической диагностики.

Для газопроводов, подлежащих капитальному ремонту (замене), должна быть составлена проектная документация в соответствии с требованиями, предъявляемыми к новому строительству.

Капитальный ремонт внутренних газопроводов, газового и котлового оборудования следует совмещать.

Сведения о капитальном ремонте должны заноситься в паспорт газопровода (ГРП).

7.24. В системах газоснабжения ТЭС не допускается прокладка газопроводов по территории трансформаторных подстанций и открытых электрораспределительных устройств, складов резервного топлива, галереям подачи резервного топлива, ниже нулевой отметки зданий, а также использование газопроводов в качестве опорных конструкций и заземлений.

Прокладка внутренних газопроводов должна быть открытой. Места установки запорной и регулирующей арматуры должны иметь искусственное освещение.

7.25. В системах газоснабжения следует применять стальную арматуру не ниже класса «В» по герметичности.

Способ присоединения арматуры (сварка, фланцы) определяется проектом.

Горелки, имеющие перемещения в процессе работы котла, допускается присоединять к газопроводу при помощи металлорукавов или резинотканевых рукавов, рассчитанных на рабочее давление газа и имеющих соответствующие разрешение на применение и сертификат.

7.26. В системах газоснабжения (газораспределения) запорная арматура (отключающие устройства) должны оснащаться электроприводом во взрывозащищенном исполнении:

на вводе в ГРП;

на вводе в регуляторный зал и на выходе из него (при наличии двух и более залов);

на входе и выходе линии редуцирования газа, при оснащении регулирующего клапана (РК) электроприводом;

на выходе из ГРП (при наличии двух ГРП и более).

7.27. Управление электроприводом запорной и регулирующей арматуры в ГРП, должно осуществляться с местного щита управления (МЩУ), а также:

для котлов с поперечными связями со щита управления одного из котлов (МЩУ) или группы котлов (ГрЩУ);

для энергоблоков мощностью менее 800 МВт - с одного из блочных щитов управления (БЩУ);

для энергоблоков мощностью 800 МВт и выше - с блочных щитов управления (БЩУ).

7.28. В помещениях отдельно стоящих зданий на ТЭС с газовым оборудованием (регуляторный зал ГРП, места размещения узлов учета расхода и очистки газа, МЩУ ГРП) должны устанавливаться сигнализаторы загазованности с выводом светозвукового сигнала на щит управления котлов ГрЩУ, БЩУ; МЩУ ГРП и на входе в помещения.

7.29. В ГРП станций должно обеспечиваться измерение:

давления газа на входе и выходе ГРП, а также после каждого регулирующего клапана (РК);

перепада давления на фильтрах очистки газа;

температуры и расхода газа;

температуры воздуха и загазованности в помещениях регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.30. На панелях МЩУ, ГрЩУ и БЩУ, относящихся к ГРП, должны находиться:

ключ управления и указатели положения запорной и регулирующей арматуры;

ключ-переключатель выбора места управления запорной и регулирующей арматурой;

светозвуковая сигнализация о работе оборудования и загазованности помещений;

приборы, показывающие давление газа на входе и выходе ГРП и на выходе каждой ступени редуцирования газа;

приборы, показывающие температуру газа на входе и выходе ГРП;

приборы, показывающие расход газа в каждой точке измерения.

7.31. На отводе газопровода к котлу внутри здания должна предусматриваться установка двух отключающих устройств. Первое по ходу газа может выполняться с ручным приводом; второе с электроприводом должно быть задействовано в схему защиты котла.

7.32. На газопроводе-отводе к котлу после отключающих устройств должны предусматриваться: фланцевое соединение для установки поворотной или листовой заглушки с приспособлением для разжима фланцев и токопроводящей перемычкой; штуцер для подключения продувочного агента; общекотловой ПЗК; врезка газопровода к ЗЗУ горелок (только для газовых котлов); регулирующие клапаны (основной, растопочный).

При устройстве индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой растопочный клапан не обязателен.

7.33. На газопроводе перед каждой горелкой котла последовательно должны устанавливаться два ПЗК.

При использовании в качестве запорной арматуры двух быстродействующих запорных клапанов и индивидуального регулирующего клапана перед каждой горелкой установка общекотлового предохранительного запорного клапана не обязательна.

Допускается установка одного ПЗК и отключающего устройства с электроприводом (очередность определяется проектом) и трубопровода безопасности между ними, при условии установки общекотлового предохранительного запорного клапана.

Управление отключающими устройствами должно быть дистанционным со щита управления котлом, с площадки обслуживания управления горелок, а также вручную по месту.

7.34. Питание электромагнита ПЗК на постоянном или переменном токе выбирается в проекте исходя из технико-экономического обоснования.

Питание на постоянном токе должно осуществляться от шин аккумуляторной батареи или от батареи предварительно заряженных конденсаторов, при условии оснащения схемы управления устройством непрерывного контроля за исправностью цепей.

Питание на переменном токе должно осуществляться от двух независимых источников, при условии установки блока непрерывного питания.

7.35. Каждая горелка котла должна быть оснащена защитно-запальным устройством (ЗЗУ), обеспечивающим факел у горелки в режиме розжига, и селективный контроль факела горелки во всех режимах работы котла, включая режим розжига.

Управление ЗЗУ должно быть дистанционным со щита управления котлом, а также с площадки обслуживания управления горелок.

Розжиг факела каждой горелки котла, работающей на газе, должен осуществляться от стационарно установленного индивидуального защитно-запального устройства (ЗЗУ).

7.36. На газопроводе перед последним отключающим устройством каждой горелки должен предусматриваться трубопровод безопасности диаметром не менее 20 мм, оснащенный отключающим устройством с электроприводом.

7.37. Газопроводы котла должны иметь систему продувочных газопроводов с отключающими устройствами и штуцерами для отбора проб, а также растопочный сбросной газопровод (при необходимости).

Продувочные газопроводы должны быть предусмотрены:

в конце каждого тупикового участка газопровода, включая запальный газопровод;

перед вторым отключающим устройством на отводе к котлу;

перед местом установки заглушек на газопроводе котла;

перед ПЗК котла;

перед первым отключающим устройством у горелки (если длина газопровода превышает 2 м);

с обеих сторон секционного отключающего устройства при кольцевой схеме подвода газа к котельной.

Диаметр продувочного газопровода должен определяться расчетом с учетом обеспечения 15-кратного обмена объема продуваемого участка газопровода в течение 1 ч, но быть не менее 20 мм.

7.38. Объединение продувочных газопроводов с трубопроводами безопасности, а также продувочных газопроводов от участков, разделенных заглушками или регулирующими клапанами, не допускается.

7.39. На котле должно предусматриваться измерение:

давления газа в газопроводе котла до и после регулирующего клапана;

давления газа перед каждой горелкой за последним по ходу газа отключающим устройством;

перепада давления воздуха перед горелками и дымовых газов на уровне горелок или в верхней части топки (для котлов, работающих под наддувом);

перепада давления между воздухом в «теплом ящике» и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

давления воздуха в общем коробе или воздуховодах по сторонам котла (кроме котлов, работающих под наддувом);

разрежения или давления дымовых газов вверху топки;

давления воздуха перед горелкой за последним отключающим устройством.

7.40. Газифицированный котел должен оснащаться системами (устройствами) технологической защиты:

7.40.1. На отключение подачи газа в случаях:

невоспламенение факела первой растапливаемой горелки;

погасание факелов всех горелок в топке (общего факела в топке);

отключение всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой);

отключение всех дутьевых вентиляторов;

отключение всех регенеративных воздухоподогревателей;

понижение давления газа после РК ниже заданного значения (при использовании газа в качестве основного вида топлива).

7.40.2. На снижение нагрузки котла до 50% при отключении:

одного из двух дымососов;

одного из двух дутьевых вентиляторов;

одного из двух регенеративных воздухоподогревателей.

7.40.3. На отключение подачи газа на горелку при ее невоспламенении или погасании ее факела.

7.41. Газифицированный котел должен быть оснащен блокировками, не допускающими:

открытие отключающего устройства на газопроводе-отводе к котлу при открытом положении хотя бы одного отключающего устройства перед горелками;

включение ЗЗУ и подачу газа к горелкам без предварительной вентиляции топки, газоходов (в том числе рециркуляционных), «теплого ящика» и воздуховодов в течение не менее 10 мин.;

открытие общего запорного устройства на запальном газопроводе к ЗЗУ при открытом положении хотя бы одного первого по ходу газа запорного устройства с электроприводом перед любым ЗЗУ;

подачу газа в горелку в случае закрытия воздушного шибера (клапана) перед горелкой (группой горелок) или при отключении индивидуального дутьевого вентилятора;

подачу газа в горелку при отсутствии факела на ЗЗУ;

открытие (закрытие) запорного устройства на трубопроводе безопасности при открытом (закрытом) положении обоих запорных устройств перед горелкой.

7.42. В системе газоснабжения (газораспределения) котла должна быть предусмотрена сигнализация на:

понижение или повышение заданного давления газа перед ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после ГРП;

понижение или повышение заданного давления газа после РК котла;

понижение заданного давления воздуха в общем коробе или в воздуховодах перед горелками (кроме котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом перед горелками и дымовыми газами в верхней части топки или на уровне горелок (для котлов, работающих под наддувом);

понижение перепада давления между воздухом в «теплом ящике» и дымовыми газами топки (для котлов, работающих под наддувом);

наличие факела на горелке котла;

наличие факела ЗЗУ горелки;

наличие общего факела в топке котла;

срабатывание защит, предусмотренных настоящими Правилами;

загазованность помещений регуляторных залов и МЩУ ГРП.

7.43. Выполнение блокировок и защит действующих на останов котла или перевод его на пониженную нагрузку должно осуществляться по техническим условиям, согласованным с заводом-изготовителем или по нормативно-технической документации, утвержденной для ТЭС.

7.44. Аварийное отключение газопроводов (вплоть до ГРП) должно производиться в случаях разрыва сварных стыков, коррозионных и механических повреждений газопровода и арматуры с выходом газа, а также при взрыве, пожаре, непосредственно угрожающих газопроводам и газовому оборудованию.

7.45. При обнаружении загазованности работы должны быть приостановлены, приняты меры по устранению утечки газа и выполнению мероприятий в соответствии с Планом локализации и ликвидации аварийных ситуаций, при необходимости Планом взаимодействия служб различных ведомств.

Лица, не участвующие в аварийно-восстановительных работах, должны быть удалены из опасной зоны.

7.46. Газоопасные работы должны выполняться в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Форма нарядов-допусков на производство газоопасных работ может соответствовать требованиям нормативных документов для ТЭС, с учетом специфики проводимых работ.

7.47. Установка заглушек на газопроводах должна производиться на отключенном участке после его предварительной продувки воздухом или инертным газом и взятии пробы для анализа на содержание горючего газа.

Снятие заглушек на газопроводе должно производиться после проведения контрольной опрессовки в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.48. Заглушки на газопроводах ГРП при пуске газа после консервации или ремонта должны сниматься после осмотра технического состояния (обхода) газопроводов, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовке, а после капитального ремонта на газопроводе (сварочных работ) после испытания на прочность и герметичность в соответствии с требованиями настоящих Правил.

7.49. Снятие заглушек на газопроводах котла при его выводе из режима консервации или ремонта должно выполняться после осмотра технического состояния котла, проведения технического обслуживания и контрольной опрессовке, проверки работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации, а также записи ответственного лица в оперативном журнале о готовности котла к растопке.

7.50. До начала работ, связанных с разборкой газовой арматуры, присоединением или ремонтом внутренних газопроводов, работой внутри котлов, а также при выводе котлов в режим консервации и ремонта отключающие устройства, установленные на ответвлениях газопровода к котлу и на газопроводе к защитно-запальным устройствам горелок, должны быть закрыты с установкой заглушек.

Газопроводы должны быть освобождены от газа продувкой воздухом или инертным газом.

7.51. До начала и в период проведения работ по установке и снятию заглушек должна проводиться проверка рабочей зоны на загазованность. При предельно допустимой концентрации газа в воздухе рабочей зоне, превышающей 300 мг/м куб., работы должны выполняться в шланговых противогазах.

7.52. При сжигании на ТЭС газа с повышенным содержанием серы продувка газопроводов сжатым воздухом не допускается.

7.53. Технологические защиты, блокировки и сигнализация, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования.

7.54. Вывод из работы технологических защит, блокировок и сигнализации на работающем оборудовании допускается в случаях:

необходимости отключения, обусловленной производственной инструкцией;

неисправности или отказе;

периодической проверки по графику.

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с уведомлением технического руководителя станции или лица, его заменяющего.

7.55. Проведение ремонтных и наладочных работ в цепях защит, блокировок и сигнализации на действующем оборудовании без оформления наряда-допуска не допускается.

7.56. Перед пуском котла (ремонт, резерв более 3 суток) проверяются исправность тягодутьевых машин, вспомогательного оборудования, средств измерений и дистанционного управления, регуляторов, а также работоспособность защит, блокировок, сигнализации, средств оповещения и оперативной связи, проведена проверка срабатывания ПЗК котла и горелок с возведением на исполнительные механизмы.

При простое котла менее 3 суток проверке подлежат только средства измерения, оборудование, механизмы, устройства защиты, блокировок и сигнализации, на которых производился ремонт.

Выявленные неисправности до розжига котла должны быть устранены. При обнаружении неисправности средств защиты и блокировок, действующих на останов котла, розжиг котла не допускается.

7.57. Пуск газа в газопровод котла после консервации или ремонта должен производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в производственной инструкции по эксплуатации котла.

7.58. Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности или через газогорелочные устройства котла не допускается.

7.59. Перед растопкой котла из холодного состояния должна быть проведена при включенных в работу тягодутьевых механизмах предпусковая проверка плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла, включая ПЗК котла и горелок.

При обнаружении негерметичности затворов отключающих устройств растопка котла не допускается.

7.60. Непосредственно перед растопкой котла и после его останова топка, газоходы отвода продуктов сгорания котла, системы рециркуляции, а также закрытые объемы, в которых размещены коллекторы («теплый ящик»), должны быть провентилированы с включением всех дымососов, дутьевых вентиляторов и дымососов рециркуляции в течение не менее 10 мин при открытых шиберах (клапанах) газовоздушного тракта и расходе воздуха не менее 25% от номинального.

7.61. Вентиляция котлов работающих под наддувом, а также водогрейных котлов при отсутствии дымососа должна осуществляться при включенных дутьевых вентиляторах и дымососах рециркуляции.

7.62. Растопка котлов должна производиться при работающих дутьевых вентиляторах и дымососах (где предусмотрены).

7.63. Перед растопкой котла, если газопроводы находились не под избыточным давлением, следует определить содержание кислорода в газопроводах котла.

7.64. Растопка котлов, все горелки которых оснащены ПЗК и ЗЗУ, может начинаться с розжига любой горелки в последовательности, указанной в инструкции по эксплуатации котла.

При невоспламенении (погасании) первой растапливаемой горелки должна быть прекращена подача газа на котел и горелку, отключено ее ЗЗУ и провентилированы горелка, топка и газоходы согласно требованиям настоящих Правил, после чего растопка котла может быть возобновлена на другой горелке.

Повторный розжиг первой растапливаемой горелки должен производиться после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

В случае невоспламенения (погасания) факела второй или последующих растапливаемых горелок (при устойчивом горении первой) должна быть прекращена подача газа только на эту горелку, отключено ее ЗЗУ и проведена ее вентиляция при полностью открытом запорном устройстве на воздуховоде к этой горелке.

Повторный ее розжиг возможен после устранения причин ее невоспламенения (погасания).

7.65. При погасании во время растопки всех включенных горелок должна быть немедленно прекращена подача газа на котел, отключены их ЗЗУ и проведена вентиляция горелок, топки, газоходов согласно требованиям настоящих Правил.

Повторная растопка котла должна производиться после выяснения и устранения причин погасания факелов горелок.

7.66. Порядок перевода котла с пылеугольного или жидкого топлива на природный газ должен определяться производственной инструкцией по эксплуатации котла, утвержденной главным инженером (техническим директором) организации.

При многоярусной компоновке горелок первыми должны переводиться на газ горелки нижних ярусов.

Перед плановым переводом котла на сжигание газа должна быть проведена проверка срабатывания ПЗК и работоспособности технологических защит, блокировок и сигнализации систем газоснабжения котла с воздействием на исполнительные механизмы или на сигнал в объеме, не препятствующим работе котла.

7.67. Подача газа в газопроводы котла должна быть немедленно прекращена оперативным персоналом в случаях:

несрабатывания технологических защит;

взрыва в топке, газоходах, разогрева (визуально) несущих балок каркаса или колонн котла, обрушении обмуровки;

пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления, входящих в схему защиты котла;

исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех контольно-измерительных приборах;

разрушения газопровода котла.

7.68. При аварийной остановке котла необходимо прекратить подачу газа на котел и все горелки котла, их ЗЗУ, открыть отключающие устройства на трубопроводах безопасности.

При необходимости следует открыть отключающие устройства на продувочных газопроводах и провентилировать топку и газоходы согласно требований Правил.

7.69. При плановой остановке котла для перевода в режим резерва должна быть прекращена подача газа к котлу, горелкам, ЗЗУ с последующим их отключением; открыты отключающие устройства на трубопроводах безопасности, а при необходимости и на продувочных газопроводах, проведена вентиляция топки и газоходов.

По окончании вентиляции тягодутьевые машины должны быть отключены, закрыты лазы, лючки, шибера (клапана) газовоздушного тракта и направляющие аппараты тягодутьевых машин.

7.70. Если котел находится в резерве или работает на другом виде топлива, заглушки после запорной арматуры на газопроводах котла могут не устанавливаться.

Допускается избыточное давление газа в газопроводах котла при работе на другом топливе, при условии обеспечения плотности закрытия отключающих устройств перед горелками котла.

7.71. Наблюдение за оборудованием ГРП, показаниями средств измерений, а также автоматическими сигнализаторами контроля загазованности должен проводиться с помощью приборов со щитов управления котло-турбинного цеха (КТЦ) и водогрейной котельной, с местного щита управления ГРП и визуально по месту, при обходах.

7.72. Отключающее устройство перед ПСК в ГРП должно находиться в открытом положении и быть опломбировано.

7.73. Резервная редуцирующая нитка в ГРП должна быть в постоянной готовности к работе.

Подача газа к котлам по обводному газопроводу (байпасу) ГРП, не имеющему автоматического регулирующего клапана, запрещается.

8.1.1. При проектировании систем газоснабжения ГТУ или ПГУ, средств технологического контроля, автоматизации, сигнализации, защит и блокировок должны учитываться требования настоящих Правил, а также нормативно-технических документов, учитывающих, условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

8.1.3. Система газоснабжения ГТУ и ПГУ, как правило, включает:
подводящий газопровод (ПГП) от ГРС до пункта подготовки газа (ППГ) на территории ТЭС;

пункт подготовки газа (ППГ), включая блоки: редуцирования (компримирования) давления газа, в том числе ГРП, узел стабилизации давления (УСД), дожимную компрессорную станцию (ДКС), газотурбинную редукционную станцию (ГТРС), очистки, осушки, подогрева, измерения расхода;

наружные газопроводы от пункта подготовки газа (ППГ) до зданий и сооружений, в которых размещены ГТУ и ПГУ;

блоки отключающей арматуры газовых турбин;

внутренние газопроводы ГТУ и ПГУ.

8.1.4. На подводящем газопроводе от ГРС должно быть предусмотрено отключающее устройство с электроприводом, управляемым из главного корпуса ТЭС, располагаемое как на территории электростанции, так и вне ее на расстоянии от 5 м до 20 м от ограды ТЭС.

Схемы газоснабжения ГТУ и ПГУ от ГРС могут предусматриваться как совместные (с энергетическими котлами), так и раздельные в зависимости от места расположения ТЭС и давления газа в месте подключения к магистральному газопроводу.

8.1.20. При выборе схемы газоснабжения за расчетное давление газа в ПГП принимается минимальное давление на границе ТЭС с учетом сезонных и суточных колебаний, но не ниже 0,3 МПа.

8.1.22. Подводящие газопроводы от ГРС или от магистральных газопроводов до площадки ТЭС, независимо от давления транспортируемого газа, следует прокладывать, как правило, подземно.

8.1.23. Подачу газа от магистральных газопроводов (или ГРС) на ТЭС, как правило, следует предусматривать по одному трубопроводу без резерва. При эксплуатации газотурбинных и парогазовых установок в базовом режиме подача газа на ТЭС от магистральных газопроводов должна предусматриваться по двум трубопроводам от одной ГРС. В случае отсутствия хозяйства жидкого топлива в системе ГТУ и ПГУ и работы ГТУ или ПГУ в базовом режиме подачу газа на ТЭС следует предусматривать по двум трубопроводам от одной ГРС, подключенной к двум независимым магистральным газопроводам.

Прокладка газопроводов в селитебной зоне городских и сельских поселений с давлением свыше 1,2 МПа не допускается.

8.1.24. На территории ТЭС, как правило, следует предусматривать комплексный общестанционный пункт подготовки газа (ППГ).

8.1.34. Наружный газопровод в пределах ТЭС должен быть надземным, исключая участок его, отстоящий на 15 м от ограды внутрь площадки электростанции, который может быть как надземным, так и подземным.

8.1.52. Блоки запорной арматуры следует размещать в специальном здании или в пристройке к главному корпусу здания ТЭС в обогреваемых помещениях, укрытиях (шкафах).

8.1.57. При разработке генерального плана ТЭС следует располагать ППГ как можно ближе к ограждению площадки электростанции и месту ввода ПГП.

8.3.16. В проектах ГТУ и ПГУ должна определяться оценка воздействия на окружающую среду концентраций вредных веществ (выбросов), производимых при эксплуатации оборудования ТЭС в целом с учетом организованных и неорганизованных выбросов, включая внутристанционное газовое хозяйство.

На ТЭС с ГТУ должна быть предусмотрена защита от шума (шумоглушители, противошумовая изоляция) в целях обеспечения уровня шумового воздействия на окружающую среду в пределах, соответствующих нормативным документам, утвержденным в установленном порядке.
8.4. Строительство и приемка в эксплуатацию

8.4.1. Строительство систем газоснабжения ТЭС с ГТУ и ПГУ должно осуществляться в соответствии с требованиями, установленными настоящими Правилами.

8.4.2. При размещении ТЭС в районах с сейсмичностью 8 баллов и более дополнительно должны быть выполнены требования:

8.4.3. При строительстве газопроводов на ТЭС в сейсмических районах должны учитываться требования соответствующих строительных норм и правил, утвержденных в установленном порядке.

8.4.4. При размещении ТЭС в районах вечномерзлых грунтов дополнительно должны быть выполнены требования:

8.4.5. При приемке в эксплуатацию законченных строительством объектов ТЭС с ПГУ и ПГУ должно быть обеспечено соблюдение требований, установленных настоящими Правилами.

8.5.1. На системах газоснабжения ТЭС с ГТУ И ПГУ по графикам, утвержденным техническим руководителем, должны выполняться:
осмотр технического состояния оборудования (обход);
проверка параметров срабатывания ПСК и ПЗК, установленных на ППГ;
проверка работоспособности ПЗК, включенных в схемы защит и блокировок ГТУ и ПГУ;
контроль загазованности воздуха в помещениях ППГ, котельном и машинном залах, а также в помещениях, в которых размещены блоки системы газоснабжения;
проверка действия автоматических сигнализаторов загазованности воздуха в помещениях ГРП, машинном зале и котельной;
проверка срабатывания устройств технологической защиты, блокировок и действия сигнализации;
очистка фильтров;
проверка плотности фланцевых, резьбовых и сварных соединений газопроводов и сальниковых набивок арматуры с помощью приборов или мыльной эмульсии;
включение и отключение газопроводов и газового оборудования в режимы резерва, ремонта и консервации;
техническое обслуживание;
текущий ремонт;
проведение режимно-наладочных работ на газоиспользующем оборудовании с пересмотром режимных карт;
техническое обследование (техническая диагностика) газопроводов и газового оборудования;
капитальный ремонт.

8.5.5. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт газопроводов, арматуры и технологического оборудования должны производиться в соответствии с требованиями настоящих Правил, инструкций заводов-изготовителей по монтажу и эксплуатации оборудования, а также нормативно-технических документов, учитывающих, условия и требования эксплуатации тепловых электрических станций, обеспечивающих их промышленную безопасность, согласованных с Госгортехнадзором России и утвержденных в установленном порядке.

8.6.3. В системе газоснабжения газовой турбины, работающей в составе ГТУ или ПГУ с котлами-утилизаторами и теплообменными аппаратами, должно быть обеспечено измерение:
общего расхода газа на ТЭС;
расхода газа на каждую ГТУ или ПГУ;
давления газа на входе в ППГ;
температуры газа на входе в ППГ;
перепада давления газа на каждом фильтре;
давления газа на входе в узел стабилизации давления (УСД) и выходе из него;
давления газа на выходе из каждой редуцирующей нитки УСД (ГРП);
давления газа до и после каждого дожимающего компрессора (ступени);
уровня жидкости в аппарате блоков очистки газа;
загазованности воздуха в помещениях ППГ, в застойных зонах машинного зала, где размещены ГТУ, и помещениях, в котором установлены котлы-утилизаторы или теплообменные аппараты;
давления газа перед стопорным клапаном и за регулирующим клапаном газовой турбины, а также за регулирующим клапаном и перед горелками котла-утилизатора;
температуры газа после холодильника;

Отключение должно выполняться по письменному распоряжению начальника смены в оперативном журнале с обязательным уведомлением технического руководителя ТЭС.

11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом.