Анализ работы Мурманской ТЭЦ

Мурманская ТЭЦ — предприятие, вырабатывающее и выпускающее тепло и тепловую энергию, занимающееся поддержанием оборудования в работоспособном состоянии путём проделывания ремонта.

Строительство Мурманской ТЭЦ значилось одним из первоочередных пунктов плана ГОЭЛРО и стартовало осенью 1932 г. Оно велось ударными темпами и завершилось в рекордные даже по современным меркам сроки: 26 марта 1934 года станция была введена в эксплуатацию. Это стало началом новой эры в развитии заполярной энергетики. Первые электробойлеры появились на предприятии в сентябре 1939 года. В том же году были проложены и первые 1150 метров теплотрассы. В данный момент на предприятии работает 776 человек.

Технико-экономические показатели:

· Установленная электрическая мощность — 12,0 MВт Установленная тепловая мощность — 1 163 Гкал/ч.

· Среднегодовая выработка электроэнергии — 36 млн. кВт.ч. Среднегодовой отпуск тепловой энергии — 2,4 млн. Гкал.

· Состав оборудования: Турбоагрегатов -2 Паровых котлов — 13 Водогрейных котлов — 11

· Сети (в двухтрубном исполнении): магистральные тепловые (Мурманск) — 51 км тепловые (Мурмаши) — 9 км

1. Структура предприятия

Сегодня в составе Мурманской ТЭЦ — теплоэлектроцентраль, две крупнейшие котельные («Южная» и «Восточная»), распределительная электроподстанция, обеспечивающая энергией центр города, а также вошедшие с июля 2005 года в структуру МТЭЦ электрокотельные в Мурмашах и Верхнетуломском. Кроме того, ей принадлежат 50 километров магистральных тепловых сетей в Мурманске и тепловые сети в поселке Мурмаши.

По состоянию на 1 декабря 2005 года в ОАО «Мурманская ТЭЦ» — 13 паровых и 11 водогрейных котлов, 2 турбогенератора.

«Южная» котельная.

Котельная расположена в Первомайском округе города Мурманска.

Мазут марки М-40; М-100 прибывает в ж/д цистернах объёмом V=60*120 м? на 2 эстакады мазутослива. Первая эстакада вмещает 7 ж.д. цистерн; вторая эстакада — 6. Мазут в ж/д цистернах подогревается паром давлением 0,9 МПа и температурой 200 °C.

Через нижние клапана мазут сливается в сливные лотки и оттуда в приёмные ёмкости. Из них погружными насосами откачивается в подземные мазутные резервуары, общей ёмкостью 15 000 м?. Через подогреватели мазута, где он подогревается до температуры 120 °C, мазут поступает в котельное отделение по двум мазутопроводам.

В котельном отделении мазут распределяется на котлы, где в топках происходит его сгорание. От паровых котлов пар с давлением 2,1 МПа и 3,9 МПа (зависит от котла) поступает в турбинное отделение в общие коллектора. Пар с коллектора 2,1 МПа поступает на РОУ и оттуда в бойлера, на ПВД и на мазутное хозяйство. Пар с коллектора 3,9 МПа поступает на турбогенераторы № 3 и 4, где вырабатывается электроэнергия, а также пар поступает на РОУ, на бойлера и ПВД.

Отработанный пар после турбогенераторов проходит через коллектор и поступает в основные бойлера для подогрева сетевой воды. В бойлерах пар конденсируется и образовавшаяся пароводяная смесь поступает в охладители конденсата. Затем пароводяная смесь тремя конденсато — бойлерными насосами подается в деаэраторы (Рис. 6). В деаэраторе вода очищается от кислорода питательным насосом через подогреватели высокого давления поступает обратно в паровые котлы.

Обратная сетевая вода, приходящая из города поступает через сетевые насосы в бойлера. После бойлеров вода уходит обратно в город либо поступает в водогрейные котлы ПТВМ-50 или ПТВМ-100. Водогрейные котлы работают по очереди. Из водогрейных котлов сетевая вода уходит в город. Для подпитки системы установлена схема с насосом аварийной подпитки (НАП) и насосом технической воды (НТВ). Из сетевых деаэраторов с помощью сетевого подпиточного насоса.

Вода поступает в обратную линию сетевой воды НТВ и НАП для подпитки химически очищенной воды линии обратной магистрали.

2. Изучение энергетического хозяйства предприятия

Электроснабжение:

ОАО «Мурманская горэлектросеть» : Сетевая организация, источников электрической энергии нет. Протяженность кабельных линий электропередач (КЛ-6/0,4 кВт) — 1406,3 км. Протяженность воздушных линий электропередач (ВЛ-6/0,4 кВт) — 131,3 км. Распределительные пункты — 54 ед.; Трансформаторные подстанции — 585 ед. Количество присоединенных точек учета электроэнергии — 171 106 ед.;

ОАО «Мурманская ТЭЦ» : источники электрической энергии: турбина Р-6−35/6, генератор Т-2−6-2 — 1 ед., турбина ПР-6−35/10/1, 2, генератор Т-2−6-2 — 1 ед.

Теплоснабжение:

Приём тепловой энергии в виде пара, который греет сетевую воду, осуществляется за счёт мазутных котельных: котлотурбинный цех (КТЦ), котельный цех N 1 Располагаемая мощность — 1111 Гкал/час, фактическая нагрузка — 733,40 Гкал/час.

Закрытая схема теплоснабжения.

Закрытая система теплоснабжения — система, у которой вода для горячего водоснабжения берется из горячего водопровода и подогревается теплоносителем в поверхностных теплообменных аппаратах до требуемой температуры. Теплообменники располагают в центральных или индивидуальных тепловых пунктах. Циркулирующая в системе теплоснабжения вода используется только как теплоноситель. Пройдя через подогреватели горячего водоснабжения, нагревательные приборы систем отопления и калориферы систем вентиляции и отдав там свою теплоту, она возвращается к источнику теплоты для очередного нагрева. Следовательно, система теплоснабжения закрыта от окружающей среды.

Подача тепла в закрытой системе теплоснабжения регулируется централизованно, при этом количество теплоносителя (воды) остается в системе неизменным, а расход тепла зависит от температуры циркулирующего теплоносителя. В закрытых системах теплоснабжения, как правило, используются возможности тепловых пунктов. К ним поступает теплоноситель от поставщика теплоэнергии (ТЭЦ, например), а центральные тепловые пункты районов регулируют температуру теплоносителя до необходимой величины для нужд отопления и горячего водоснабжения, и распределяют потребителю.

Основным достоинством закрытой системы теплоснабжения по сравнению с открытой системой является высокое качество горячей воды, т.к. она получается в результате нагрева водопроводной воды в поверхностных теплообменниках, располагаемых в непосредственной близости от мест ее разбора.

Водоподготовка

Водоподготовка — обработка воды, поступающей из природного водоисточника, для приведения её качества в соответствие с требованиями технологических потребителей. Может производиться на сооружениях или установках водоподготовки для нужд коммунального хозяйства, теплогенерирующих предприятий, транспорта, промышленных предприятиях.

Цели водоподготовки:

Водоподготовка заключается в освобождении воды от грубодисперсных и коллоидных примесей и содержащихся в ней солей, тем самым предотвращаются отложение накипи, унос солей паром, коррозия металлов, а также загрязнение обрабатываемых материалов при использовании воды в технологических процессах.

Водоподготовка на предприятиях энергетики

Современные методы водоподготовки позволяют добиваться стабильно высокого качества воды с меньшими затратами, используя более технологичное и производительное оборудование, тем самым существенно повышая экономические показатели предприятия.

Предприятия энергетики (ТЭС, ГРЭС, ТЭЦ, АЭС и др.) являются крупными водопотребителями. Качество воды напрямую сказывается на продолжительности эксплуатации технологического оборудования, ее безопасности, экономической эффективности, поэтому исходная вода, используемая в работе энергетических объектов, требует соответствующей подготовки. энергетический водоподготовка обессоливание ионный Для каждого из технологических процессов требуется уровень обессоливания воды, который регламентируется соответствующими нормативными документами: РД 24.031.120−91, ГОСТ 20 995–75, СО 153−34.20.501−2003, СТО 70 238 424.27.100.013−2009, правилами технической документации (ПТЭ) и техническим условиям (ТУ), разрабатываемыми изготовителями того или иного типа теплоэнергетического оборудования.

Качественная водоподготовка обеспечивает:

— предотвращение образования накипи и осадков, засорения, биологического обрастания, коррозии теплообменного оборудования;

— повторное использование конденсата;

— уменьшение частоты продувок котлов;

— снижение потребления химических реагентов;

— обеспечение высокого качества пара;

— снижение эксплуатационных расходов, повышение КПД работы оборудования, увеличение срока его эксплуатации.

Технологии водоподготовки

Мембранные технологии

Интегрированные мембранные технологии, предлагаемые ЗАО «БМТ», позволяют: повысить качество получаемой воды, исключить образование высокоминерализованных стоков, снизить расход реагентов, сократить трудозатраты и производственные площади.

Удаление взвешенных и коллоидных частиц с использованием ультрафильтрации на половолоконных мембранах

Самая современная технология предварительной очистки воды на мембранах в виде полых волокон (капилляров) перед последующим обессоливанием. Преимущества использования мембранной ультрафильтрации по сравнению с фильтрацией через зернистые сыпучие материалы (гравий, песок и т. д.):

— ультратонкая очистка воды (рейтинг фильтрации 0,01 мкм);

— низкая чувствительность к сезонным колебаниям состава исходной воды, стабильность очистки;

— компактность оборудования.

Обессоливание воды методом обратного осмоса на высокоселективных обратноосмотических мембранах

Высокоэффективная современная мембранная технология получения обессоленной воды. Преимущества использования обратного осмоса по сравнению с традиционным ионным обменом:

— снижение расхода реагентов;

— исключение образования высокоминерализованных стоков;

— компактность оборудования и простота обслуживания.

Ионообменные технологии

Глубокое обессоливание воды с применением модифицированного ионного обмена

Новая технология, разработанная и запатентованная ЗАО «БМТ» Технология обеспечивает абсолютное удаление свободной углекислоты и двуокиси кремния на фильтрах с сильноосновной и сильнокислотной ионообменными смолами, получение за счет этого глубокообессоленной воды с удельным электрическим сопротивлением до 18 МОм*см без применения дорогостоящих фильтров со смолой смешанного действия, декарбонизаторов, электродеионизаторов. Преимущества данной технологии по сравнению с традиционным глубоким обессоливанием с использованием ионного обмена и (или) электродеионизации:

— снижение капитальных затрат на получение 1 м³ глубокообессоленной воды в 1,7 — 2,2 раза;

— снижение эксплуатационных затрат на получение 1 м³ глубокообессоленной воды в 1,6 — 1,9 раза. Наибольший эффект от внедрения данной технологии достигается в процессах очистки оборотного конденсата для последующей подпитки котлов высокого и сверхвысокого давления.

Вспомогательные технологические операции, повышающие эффективность водоподготовки:

— корректировака рН и химическая деаэрация;

— обработка биоцидами;

— другие методы.

Индивидуальный подход

Выбор технологической схемы и подбор оборудования осуществляется индивидуально с учётом:

— состава исходной воды;

— технологического регламента работы энергетического и вспомогательного оборудования;

— имеющихся в наличии производственных площадей.

Оборудование и установки для водоподготовки

* Установки умягчения воды, работающие в автоматическом режиме

* Установки обессоливания воды, работающие, как по технологии обратного осмоса, так и по классической ионообменной технологии

* Оборудование для снижения щелочности воды

* Установки для безразборной мойки теплообменников и трубопроводов

* Оборудование для термической дегазации

* Оборудование для корректировки воднохимического режима котлов, путем дозирования химических реагентов.

3. Изучение тепло— и энергопотребляющих установок предприятия

Техническая характеристика ДКВр-2,5−13:

Рис. 3.1 Общий вид Паровой котел ДКВр-2,5−13 ГМ двухбарабанный, вертикально-водотрубный предназначены для, выработки насыщенного или слабоперегретого пара, идущего на технологические нужды промышленного предприятия, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Паровой котёл ДКВр-2,5−13 ГМ имеет экранированную топочную камеру и развитый кипятильный пучок из гнутых труб. Для устранения затягивания пламени в пучок и уменьшения потерь с уносом и химическим недожогом топочная камера делится шамотной перегородкой на две части: собственную топку и камеру догорания.

Вход газов из топки в камеру догорания и выход газов из котла — асимметричные. При наличии пароперегревателя часть кипятильных труб не устанавливается; пароперегреватели размещаются в первом газоходе после второго-третьего рядов кипятильных труб. Котлы имеют два барабана — верхний (длинный) и нижний (короткий) — и трубную систему.

На котёл ДКВр-2,5−13 выписывается паспорт, присваивается номер котла. В паспорт котла вносится вся первичная документация на комплектующие (барабаны, трубная система, камерой экранов, трубная арматура). Прилагается сертификаты и разрешения на применение выданное «Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору «.

Пароперегреватели котлов ДКВр, расположенные в первом по ходу газов газоходе, унифицированы по профилю для котлов одинаковых давлений и отличаются для котлов разной производительности лишь числом параллельных змеевиков.

Пароперегреватели — одноходовые по пару — обеспечивают получение перегретого пара без применения пароохладителей. Камера перегретого пара крепится к верхнему барабану; одна опора этой камеры делается неподвижной, а другая — подвижной.

Паровой котёл ДКВр-2,5−13 ГМ имеет следующую циркуляционную схему: питательная вода поступает в верхний барабан по двум питательным линиям, откуда по слабообогреваемым трубам конвективного пучка поступает в нижний барабан. Питание экранов производится необогреваемыми трубами из верхнего и нижнего барабанов.

Многочисленные испытания и длительный опыт эксплуатации большого числа котлов ДКВр подтвердили их надежную работу на пониженном по сравнению с номинальным давлении. Минимальное допустимое давление (абсолютное) в паровом котле ДКВр-2,5−13 ГМ равно 0,7 МПа (7 кгс/см2). При более низком давлении значительно возрастает влажность вырабатываемого котлами пара, а при сжигании сернистых топлив (Sпр > 0,2%) наблюдается низкотемпературная коррозия. С уменьшением рабочего давления КПД котлоагрегата не уменьшается, что подтверждено сравнительными тепловыми расчетами котлов на номинальном и пониженном давлениях. Элементы котлов рассчитаны на рабочее давление 1,4 МПа (14 кгс/см2), безопасность их работы обеспечивается установленными на котле предохранительными клапанами.

С понижением давления в котлах до 0,7 МПа комплектация котлов экономайзерами не изменяется, так как в этом случае недогрева воды в питательных экономайзерах до температуры насыщения пара в котле составляет более 20 °C, что удовлетворяет требованиям правил Госгортехнадзора.

4. Разработка мер по сбережению энергии на предприятии

Система теплоснабжения: общие сведения

Теплоснабжение жилищного фонда Октябрьского и Первомайского административных округов города Мурманска осуществляется по закрытой схеме от теплоисточников ОАО «Мурманская ТЭЦ» (МТЭЦ, Южная котельная, Восточная котельная).

Теплоснабжение жилищного фонда Ленинского округа на 75% осуществляется по открытой схеме и 25% по закрытой (Роста) от ОАО «Мурманэнергосбыт». По данным на 01.09.2006 жилищный фонд г. Мурманска насчитывает 2243 дома.

Для обеспечения горячей водой в домах жилищного фонда установлен 961 водоподогреватель. В 2006 г. принята программа по замене кожухотрубных теплообменников на пластинчатые.

На 2005 г. максимальная расчетная нагрузка жилищного фонда от теплоисточников ОАО «Колэнерго» составляет 1 943 424,7 Гкал/год (договор от 01.01.1996 № 385 «На пользование тепловой энергией в горячей воде»).

Среднегодовое фактическое теплопотребление составило: 1 621 527,42 Гкал.

В ходе исполнения областного бюджета в соответствии с пунктом 2 постановления Правительства Мурманской области от 3 декабря 2007 года № 586-ПП/23 «О создании открытого акционерного общества «Кольская теплоснабжающая компания», департамент имущественных отношений Мурманской области от имени Мурманской области осуществил функции соучредителя открытого акционерного общества «Кольская теплоснабжающая компания» с уставным капиталом один миллиард четыреста миллионов рублей с внесением доли в уставной капитал общества денежными средствами в размере семьсот миллионов рублей, составляющей 50,0% от общего количества акций общества.

Теплоснабжающими организациями являются ОАО «Мурманская ТЭЦ», ОАО «Мурманэнергосбыт», ММУП «Жилищная сервисная компания», ОАО «Мурманский морской рыбный порт» .

ОАО «Мурманская ТЭЦ»: источники тепловой энергии — мазутные котельные: котлотурбинный цех (КТЦ), котельный цех N 1 (КЦ-1, Южная котельная), котельный цех N 2 (КЦ-2, Восточная котельная). Мощность источников теплоснабжения: располагаемая мощность — 1111 Гкал/час, фактическая нагрузка — 733,40 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении — 50,8 км, в том числе отработавших нормативный срок службы (свыше 30 лет) — 16,7 км. Износ тепловых сетей — 86%. Общая потребность в теплоэнергии потребителей ОАО «Мурманская ТЭЦ» — 2392,3 тыс. Гкал/год, в том числе: на нужды населения — 1937,8 тыс. Гкал/год (81% от общего объема), на нужды учреждений бюджетной сферы — 284,9 тыс. Гкал/год (12% от общего объема), расход теплоэнергии прочими потребителями — 169,6 тыс. Гкал/год (7% от общего объема).

ОАО «Мурманэнергосбыт»: источники тепловой энергии — мазутные котельные: котельная «Северная», котельная «Роста», котельная п. Абрам-Мыс. Мощность источников теплоснабжения: располагаемая мощность — 547,58 Гкал/час, фактическая нагрузка — 294,806 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении — 228,7 км. Общая потребность в теплоэнергии потребителей ОАО «Мурманэнергосбыт» — 741,652 тыс. Гкал/год, в том числе: количество теплоэнергии, расходуемое на нужды населения, — 590,166 тыс. Гкал/год, 80% от общего объема, количество теплоэнергии, потребляемое учреждениями бюджетной сферы, — 82,246 тыс. Гкал/год, 11% от общего объема, расход теплоэнергии прочими потребителями, включая собственные нужды промышленных организаций, — 69,240 тыс. Гкал/год, 9% от общего объема.

ММУП «Жилищная сервисная компания»: источники тепловой энергии: угольная котельная (микрорайон Дровяное), дизельная котельная (микрорайон Дровяное). Мощность источников теплоснабжения: располагаемая мощность — 5,062 Гкал/час, фактическая нагрузка — 2,111 Гкал/час, в том числе: угольная котельная — располагаемая мощность 3,0 Гкал/час, фактическая нагрузка 1,049 Гкал/час; дизельная котельная — располагаемая мощность 2,062 Гкал/час, фактическая нагрузка 1,062 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении — 1,547 км. Общая потребность в теплоэнергии потребителей МУП «Жилищная сервисная компания» — 7739,0 Гкал/год, в том числе: количество теплоэнергии, расходуемое на нужды населения — 6956,524 Гкал/год, 89,9% от общего объема, количество теплоэнергии, потребляемое учреждениями бюджетной сферы, — 474,931 Гкал/год, 6,1% от общего объема, расход теплоэнергии прочими потребителями, включая собственные нужды, — 307,545 Гкал/год, 4,0% от общего объема.

ОАО «Мурманский морской рыбный порт»: источник тепловой энергии — мазутная котельная. Мощность источника теплоснабжения: располагаемая мощность — 175 Гкал/час, фактическая нагрузка — 56,4 Гкал/час. Протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении: паропровод — 8,843 км, отопление — 5,505 км, ГВС — 3,640 км. Общая потребность в теплоэнергии потребителей ОАО «Мурманский морской рыбный порт» — 107,994 тыс. Гкал/год, в том числе: количество теплоэнергии, расходуемое на нужды населения, — 12,713 тыс. Гкал/год, 12% от общего объема, количество теплоэнергии, потребляемое учреждениями бюджетной сферы, — 5,075 тыс. Гкал/год, 5% от общего объема, расход теплоэнергии прочими потребителями, включая собственные нужды, — 90,205 тыс. Гкал/год, 83% от общего объема.

Электроснабжение:

ОАО «Мурманская горэлектросеть»: Сетевая организация, источников электрической энергии нет. Протяженность кабельных линий электропередач (КЛ-6/0,4 кВт) — 1406,3 км. Протяженность воздушных линий электропередач (ВЛ-6/0,4 кВт) — 131,3 км. Распределительные пункты — 54 ед.; Трансформаторные подстанции — 585 ед. Количество присоединенных точек учета электроэнергии — 171 106 ед.;

ОАО «Мурманская ТЭЦ»: источники электрической энергии: турбина Р-6−35/6, генератор Т-2−6-2 — 1 ед., турбина ПР-6−35/10/1, 2, генератор Т-2−6-2 — 1 ед.