Принцип работы теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) основан на уникальном свойстве водяного пара – быть теплоносителем. В разогретом состоянии, находясь под давлением, он превращается в мощный источник энергии, приводящий в движение турбины теплоэлектростанций (ТЭС) — наследие такой уже далекой эпохи пара.

Первая тепловая электростанция была построена в Нью-Йорке на Перл-Стрит (Манхэттен) в 1882 году. Родиной первой российской тепловой станции, спустя год, стал Санкт-Петербург. Как это ни странно, но даже в наш век высоких технологий ТЭС так и не нашлось полноценной замены: их доля в мировой энергетике составляет более 60 %.

И этому есть простое объяснение, в котором заключены достоинства и недостатки тепловой энергетики. Ее «кровь» — органическое топливо – уголь, мазут, горючие сланцы, торф и природный газ по-прежнему относительно доступны, а их запасы достаточно велики.

Большим минусом является то, что продукты сжигания топлива причиняют серьезный вред окружающей среде. Да и природная кладовая однажды окончательно истощится, и тысячи ТЭС превратятся в ржавеющие «памятники» нашей цивилизации.

Принцип работы

Для начала стоит определиться с терминами «ТЭЦ» и «ТЭС». Говоря понятным языком – они родные сестры. «Чистая» теплоэлектростанция – ТЭС рассчитана исключительно на производство электроэнергии. Ее другое название «конденсационная электростанция» – КЭС.

Теплоэлектроцентраль – ТЭЦ — разновидность ТЭС. Она, помимо генерации электроэнергии, осуществляет подачу горячей воды в центральную систему отопления и для бытовых нужд.

Схема работы ТЭЦ достаточно проста. В топку одновременно поступают топливо и разогретый воздух — окислитель. Наиболее распространенное топливо на российских ТЭЦ – измельченный уголь. Тепло от сгорания угольной пыли превращает воду, поступающую в котел в пар, который затем под давлением подается на паровую турбину. Мощный поток пара заставляет ее вращаться, приводя в движение ротор генератора, который преобразует механическую энергию в электрическую.

Далее пар, уже значительно утративший свои первоначальные показатели – температуру и давление – попадает в конденсатор, где после холодного «водяного душа» он опять становится водой. Затем конденсатный насос перекачивает ее в регенеративные нагреватели и далее — в деаэратор. Там вода освобождается от газов – кислорода и СО 2 , которые могут вызвать коррозию. После этого вода вновь подогревается от пара и подается обратно в котел.

Теплоснабжение

Вторая, не менее важная функция ТЭЦ – обеспечение горячей водой (паром), предназначенной для систем центрального отопления близлежащих населенных пунктов и бытового использования. В специальных подогревателях холодная вода нагревается до 70 градусов летом и 120 градусов зимой, после чего сетевыми насосами подается в общую камеру смешивания и далее по системе тепломагистралей поступает к потребителям. Запасы воды на ТЭЦ постоянно пополняются.

Как работают ТЭС на газе

По сравнению с угольными ТЭЦ, ТЭС, где установлены газотурбинные установки, намного более компактны и экологичны. Достаточно сказать, что такой станции не нужен паровой котел. Газотурбинная установка – это по сути тот же турбореактивный авиадвигатель, где, в отличие от него, реактивная струя не выбрасывается в атмосферу, а вращает ротор генератора. При этом выбросы продуктов сгорания минимальны.

Новые технологии сжигания угля

КПД современных ТЭЦ ограничен 34 %. Абсолютное большинство тепловых электростанций до сих пор работают на угле, что объясняется весьма просто — запасы угля на Земле по-прежнему громадны, поэтому доля ТЭС в общем объеме выработанной электроэнергии составляет около 25 %.

Процесс сжигания угля многие десятилетия остается практически неизменным. Однако и сюда пришли новые технологии.

Особенность данного метода состоит в том, что вместо воздуха в качестве окислителя при сжигании угольной пыли используется выделенный из воздуха чистый кислород. В результате, из дымовых газов удаляется вредная примесь – NОx. Остальные вредные примеси отфильтровываются в процессе нескольких ступеней очистки. Оставшийся на выходе СО 2 закачивается в емкости под большим давлением и подлежит захоронению на глубине до 1 км.

Метод «oxyfuel capture»

Здесь также при сжигании угля в качестве окислителя используется чистый кислород. Только в отличие от предыдущего метода в момент сгорания образуется пар, приводящий турбину во вращение. Затем из дымовых газов удаляются зола и оксиды серы, производится охлаждение и конденсация. Оставшийся углекислый газ под давлением 70 атмосфер переводится в жидкое состояние и помещается под землю.

Метод «pre-combustion»

Уголь сжигается в «обычном» режиме – в котле в смеси с воздухом. После этого удаляется зола и SO 2 – оксид серы. Далее происходит удаление СО 2 с помощью специального жидкого абсорбента, после чего он утилизируется путем захоронения.

Пятерка самых мощных теплоэлектростанций мира

Первенство принадлежит китайской ТЭС Tuoketuo мощностью 6600 МВт (5 эн/бл. х 1200 МВт), занимающей площадь 2,5 кв. км. За ней следует ее «соотечественница» — Тайчжунская ТЭС мощностью 5824 МВт. Тройку лидеров замыкает крупнейшая в России Сургутская ГРЭС-2 – 5597,1 МВт. На четвертом месте польская Белхатувская ТЭС – 5354 МВт, и пятая – Futtsu CCGT Power Plant (Япония) – газовая ТЭС мощностью 5040 МВт.

Председатель Руководитель организации

_______________ _______________________

_________2002 г. ______________ 2002г.

Инструкция

по охране труда для

персонала, обслуживающего

бойлерную установку.

Общие требования безопасности.

Требования безопасности перед началом работы.

К работе в должности машиниста тепловых бойлерных установок допускаются рабочие в возрасте не моложе 18 лет, прошедшие медицинскую комиссию и инструктаж по технике безопасности.

До назначения на самостоятельную работу машинист должен закончить обучение и пройти проверку знаний в комиссии по правилам электробезопасности с присвоением ему второй квалификационной группы.

Машинист допускается к самостоятельной работе письменным распоряжением начальника участка.

1.4. Периодическую проверку знаний машинист проходит в комиссии предприятия один раз в 12 месяцев.

Внеочередная проверка знаний проводится :

при введении в действие новых инструкций;

после аварии и несчастного случая в бойлерных установках;

при установлении фактов неудовлетворительного знания машинистом инструкций и правил техники безопасности.

1.5. Права и обязанности.

В период своего дежурства оператор имеет право требовать от руководства участка:

обеспечения бойлерной КИП, инструментом, приспособлениями, инвентарем, оперативными журналами и другими средствами, необходимыми для нормальной и безопасной работы;

требовать от руководства участка своевременного устранения дефектов оборудования, возникающих в процессе работы;

производить путем и останов оборудования (бойлеров, насосов) в зависимости от обстановки, для обеспечения нормального снабжения потребителей горячей водой;

ставить в известность руководство предприятия о всех нарушениях нормальной работы установки в любое время суток;

требование от руководства обеспечением спец. Одеждой и защитными средствами согласно существующих норм.

Оператор бойлерной в период своего дежурства обязан:

бесперебойно обеспечивать потребителей горячей водой с температурой 50-55 о С при минимальном расходе перегретой воды;

путем систематического осмотра оборудования и анализе параметров воды на потребителя обеспечить безаварийную его работу;

при обнаружении дефектов в работе оборудования, не допуская вывода его из строя, включить в работу резервное оборудование и остановить оборудование, имеющее дефекты, при отсутствии резерва дефектов оборудование остановить и через начальника участка организовать его ремонт;

вести контроль за температурой воды, идущей с бойлеров;

вести оперативный (сменный) журнал, в котором с указанием времени, записывать выполнение операций по пуску и останову оборудования, по переключением в схемах, характеру аварийных ситуаций,основные параметры работы бойлерной в течение чмены, в оперативный журнал необходимо записывать также содержание устных распоряжений руководства предприятия.

1.7. Прием и сдача смены:

оператор обязан являться на смену заблаговременно и должен путем осмотра ознакомиться с состоянием оборудования и по К.И.П., и по записям в оперативном журнале с режимом работы бойлерной;

оператор обязан проверит наличие и исправность К.И.П., инструмента, инвентаря, схем, инструкций, средств пожаротушения;

оператор должен получить от сдающего смену информацию о работе установок и распоряжение вышестоящих руководителей;

сдающий смену оператор обязан перед сдачей смены подготовить бойлерную к работе без нарушений режима и правил безопасности, обеспечить чистоту и порядок на рабочем месте;

прием и сдача смены во время аварийного режима не допускается;

за все нарушения и упущения не выявленные при приеме смены ответственность несет машинист, небрежно принявший смену;

прием и сдача смены оформляется росписью обоих операторов в сменном журнале.

3. Обязанности во время работы.

Рабочим местом оператора бойлерной установки является все помещение, в котором расположено оборудование и коммуникации, необходимые для получения горячей воды, а также прилегающая территория, если на ней расположены баки – аккумуляторы и запорно – регулирующая арматура.

Регулирование температуры горячей воды на потребителя в бойлерной, не имеющих автоматических регуляторов, производится вручную оператором, путем изменения степени открытия задвижек на входе воды в бойлер.

При повышении температуры горячей воды свыше 60 о С задвижки прикрыть, при понижении ниже 50 о С открыть.

При снижении давления горячей воды на потребителя до 3,кг/см 2 пустить в работу подпитывающий насос.

При малых расходах горячей воды потребителями он обеспечивается, используя только давление в водопроводе, не допуская ненужного расхода электроэнергии на подпитку.

При полном прекращении разбора горячей воды (ночью) задвижки на вводе перегретой воды в бойлере полностью закрыть. В летнее время для обеспечения циркуляции перегретой воды в системе, задвижки перед и после бойлеров необходимо оставлять открытыми.

4. Требования безопасности в аварийных ситуациях.

При разрыве трубопровода перегретой воды в пределах бойлерной, появление свищей, нарушение плотности соединений, сопровождающие сильной течью горячей воды, оператор обязан срочно отключить поврежденный участок теплосети и поставить в известность руководство, а оператор должен по возможности принять меры, чтобы вода не попадала на электрооборудование.

При появлении дыма или огня из электродвигателя, электродвигатель немедленно отключить, приступить к ликвидации загорания, применяя углекислотный огнетушитель или песок.

После снятия напряжения с электродвигателя электромонтером, допускается ликвидация загорания водой.

В случае возникновения загорания в помещении бойлерной пинять меры к его ликвидации первичными средствами пожаротушения, вызвать пожарную охрану, поставить в известность руководство.

При ожогах необходимо освободить пораженное место от одежды, обуви. Перевязать обоженную поверхность стерильным бинтом и обратиться в лечебное учреждение. Поставить в известность мастера.

При тяжелых механических травмах пострадавшего положить в безопасное место, придать ему удобное и спокойное положение и вызвать скорую медицинскую помощь (поставить в известность руководителя работ).

При поражении электрическим током в первую очередь освободить пострадавшего от действия электрического тока (отключить оборудование от сети, отделить пострадавшего от токоведущих частей изолирующими приспособлениями (доски, сухая одежда, резиновые перчатки, резиновые коврики). Если пострадавший потерял сознание, но дышит,его необходимо уложить в удобную позу, растегнуть ворот, дать свежий воздух. Если дыхание отсутствует, пульс не прощупывается, пострадавшему нужно немедленно начать делать искусственное дыхание, желательно по методу «рот в рот» до прибытия врача.

Ответственность.

За нарушение данной инструкции оператор бойлерной несет дисциплинарную и материальную ответственность в соответствии с правилами внутреннего распорядка предприятия, если его действия и последствия нарушения влекут за собой более строгой ответственности вплоть до уголовной.

Инструкцию

составил ______________

Инженер по

Охране труда ______________

Наименование организации

ИНСТРУКЦИЯ

ПО ОХРАНЕ ТРУДА ДЛЯ

ПЕРСОНАЛА, ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО БОЙЛЕРНУЮ УСТАНОВКУ.

1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.

На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.

Обозначения на схеме ТЭС:

1. Топливное хозяйство;
2. подготовка топлива;
3. промежуточный пароперегреватель;
4. часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
5. часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
6. электрический генератор;
7. трансформатор собственных нужд;
8. трансформатор связи;
9. главное распределительное устройство;
10. конденсатный насос;
11. циркуляционный насос;
12. источник водоснабжения (например, река);
13. (ПНД);
14. водоподготовительная установка (ВПУ);
15. потребитель тепловой энергии;
16. насос обратного конденсата;
17. деаэратор;
18. питательный насос;
19. (ПВД);
20. шлакозолоудаление;
21. золоотвал;
22. дымосос (ДС);
23. дымовая труба;
24. дутьевой вентилятов (ДВ);
25. золоуловитель.

Описание технологической схемы ТЭС:

Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:

• топливное хозяйство и система подготовки топлива;
• котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
• турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
• установка водоподготовки и конденсатоочистки;
• система технического водоснабжения;
• система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
• электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.

Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.

Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.

Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.

Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.

При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.

При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.

Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.

В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.

На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.

Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.

Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.

Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.

Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.

На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.

На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.

Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.

Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.

Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.

На Ново-Рязанской ТЭЦ в рамках программы по техническому перевооружению и реконструкции оборудования вводились в эксплуатацию новые энергетические объекты:

Турбина № 5

В 1993 году на Ново-Рязанской ТЭЦ была произведена замена физически устаревшей турбины № 5 типа ПТ 60-130/13 на турбину типа ПТ 60/75-130/13 производства Ленинградского металлического завода. Новая турбина имеет производственный и теплофикационный отборы пара и усовершенствованную компоновку агрегата.

Турбина № 3

В 1995 году на ТЭЦ была проведена замена морально устаревшей и физически изношенной турбины № 3 типа ВР-25 на новую типа Р-25 производства Ленинградского металлического завода.

Котлоагрегат №11

В апреле 2001 года сдан в эксплуатацию новый котлоагрегат №11 типа БКЗ-420 производительностью 420 тонн пара в час. Строительно-монтажные работы велись за счет собственных средств Ново-Рязанской ТЭЦ. Это пока единственный на ТЭЦ газоплотный котел с высоким КПД. С установкой нового котла теплоэлектростанция получила замещающую паровую мощность, которая обеспечивает замену или реконструкцию других энергетических агрегатов.

Котлоагрегат № 11

Питательно-деаэраторная установка

В 2002 году на Ново-Рязанской ТЭЦ введена в эксплуатацию питательно-деаэраторная установка производительностью 600 тонн в час. Она предназначена для углублённого деаэрирования исходной химически очищенной воды, которая идет на подпитку теплосети города. Установка позволяет производить деаэрацию с учётом максимального расхода подпиточной воды в ходе пусковых операций теплосети и в случае аварий в схеме теплосети города в осенне-зимний период.

Скважина добычи солевого рассола

Насосная станция солевого раствора со скважиной для получения хлоридно-натриевых рассолов

В 2002 году на Ново-Рязанской ТЭЦ введена в эксплуатацию насосная станция солевого раствора со скважиной для получения хлоридно-натриевых рассолов. Она предназначена для добычи солевого раствора и подачи его по трубопроводам в химический цех для регенерации Nа-катионитовых фильтров, обеспечивающих подготовку химочищенной воды для подпитки теплосети города Рязани. Глубина скважины 1300 метров, производительность глубинного насоса типа ЭЦКМ-4-3,15-20 составляет 4,0 м3/час.

Аккумуляторная батарея №3

В 2002 году введена в эксплуатацию аккумуляторная батарея ст. №3. Это стационарная батарея типа СК-32, смонтированная в главном корпусе станции и предназначенная для надёжного снабжения постоянным током напряжением 220 вольт цепей управления и релейной защиты основного оборудования тепло-электроцентрали. Ёмкость батареи составляет 1152 ампер/час. Подзарядка стационарной аккумуляторной батареи происходит в автоматическом режиме.

Турбоагрегат № 1

В июне 2002 года на Ново-Рязанской ТЭЦ был введен в эксплуатацию новый турбоагрегат № 1. Турбина типа ПТ-25/30 номинальной мощностью 25 МВт изготовлена на Калужском турбинном заводе и рассчитана на параметры пара — давление 90 кг/см2 и температуру 5000С. Турбина способна нести максимальную нагрузку 30 МВт, имеет производственный и теплофикационный отборы пара. Генератор типа ТФП-25 с воздушным охлаждением изготовлен в Санкт-Петербурге на предприятии «Электросила» и рассчитан на максимальную электрическую нагрузку 30 МВт.

Вместе с турбоагрегатом была произведена замена всего комплекса вспомогательного оборудования (маслосистема, насосы, подогреватели высокого и низкого давления, паропроводы).

Кроме того, была произведена реконструкция распредустройств 6 кВ и 0,4 кВ, смонтировано новое кабельное хозяйство, заменена релейная защита и автоматика с учетом всех современных требований, предъявляемых к этим системам.

Управление новым турбоагрегатом осуществляется на базе автоматизированной системы управления (АСУ ТП). Вместе с турбоагрегатом №1 введен в эксплуатацию новый щит управления турбоагрегатами первой очереди ТЭЦ, созданный на базе автоматизированной системы управления технологическими процессами.

Монтаж нового турбоагрегата № 1

Бойлерная установка

В декабре 2003 года введена в эксплуатацию новая бойлерная установка мощностью 200 гигакалорий в час с автоматизированной системой управления технологическими процессами. Бойлерная установка представляет собой комплекс из четырех подогревателей сетевой воды большой мощности, 3-х насосных агрегатов, системы регулирования и трубопроводов. Бойлерная установка имеет замкнутый технологический цикл. Нагрев теплоносителя в подогревателях осуществляется за счет подачи пара, отбираемого из турбин. Сетевая вода подается насосами в подогреватели и нагревается паром, имеющим давление 15 атм и температуру 270°С. Главное назначение установки — рост экономичности производства за счет увеличения комбинированной выработки электроэнергии, повышение надежности теплоснабжения города Рязани за счет более эффективного использования тепловой мощности турбин станции.

Кроме того, пуск бойлерной установки позволил продолжить работу по техническому перевооружению станции — ввести в эксплуатацию новую теплофикационную турбину №6. Бойлерная установка замещает мощности теплофикационных турбин на период их замены.

Бойлерная установка

Закрытое распределительное устройство 110 киловольт

Закрытое распределительное устройство 110 кВ

В июле 2005 года завершено строительство двух новых ячеек закрытого распределительного устройства на 110 киловольт, которое обеспечивает передачу на нужды Рязанской нефтеперерабатывающей компании около 25 мегаватт дополнительной электрической мощности. Уникальной является электрическая часть этого распредустройства. Впервые на ТЭЦ коммутация осуществляется элегазовыми выключателями. При этом передача электроэнергии в Рязанскую нефтеперерабатывающую компанию производится не по воздушным линиям, а по смонтированным подземным кабельным линиям напряжением 110 киловольт.

Элегазовые выключатели дополнительных ячеек ЗРУ 110 кВ

Теплофикационная турбина №6

В мае 2005 года введена в эксплуатацию новая паровая теплофикационная турбина №6 типа Т-60/65-130 с тепловой мощностью 100 Гкал/час и электрической мощностью 60 МВт, изготовленная на Уральском турбинном заводе (г. Екатеринбург).

На станции с апреля 2004 года по май 2005 года проведены демонтаж выработавшей свой ресурс турбины типа Т- 50-130, монтаж и пуск новой теплофикационной турбины №6 типа Т-60/65-130, имеющей большую тепловую и электрическую мощность. Эта турбина — одна из двух теплофикационных турбин ТЭЦ, которые обеспечивают город тепловой энергией.

Монтаж новой турбины № 6

В результате установленная электрическая мощность станции увеличилась на 10 МВт, тепловая мощность возросла на 8 Гкал/час.

Новая турбина № 6

Специалистами был выполнен широкий комплекс электромонтажных работ, проведена реконструкция электротехнической части оборудования и монтаж АСУ ТП. Управление рабочими режимами турбины ст. №6 осуществляется дистанционно — со щита управления, выполненного на основе микропроцессорной техники. Замена турбины на новую позволила повысить надежность и экономичность процесса теплоснабжения города Рязани, увеличить тепловую и электрическую мощности станции.

Новое мазутное хозяйство

В октябре 2008 года введено в эксплуатацию новое мазутное хозяйство. Это сложный комплекс современного оборудования, в составе которого склад мазута с тремя резервуарами на 30 тыс. куб. метров, мазутонасосная, установки подогрева мазута, насосная станции пенного пожаротушения, резервуар уловленного мазута, баки конденсата, бак замазученных дренажей, нефтеловушка, песковые площадки, узлы управления и инженерные сети.

Новое мазутное хозяйство

Производительность оборудования нового мазутного хозяйства (расход мазута при подаче в котлы ТЭЦ) по сравнению со старым увеличилась в 1,4 раза. Смонтирована современная автоматизированная система управления мазутным хозяйством на основе микропроцессорной техники. Полностью автоматизировано управление технологическими процессами приема, хранения и подачи мазута на котлоагрегаты станции. Предусмотрена также автоматизация учета поступления и расхода мазута.

Щит управления новым мазутным хозяйством

Принципиально новым является использование в новом мазутном хозяйстве технического комплекса современной автоматической системы пожаротушения. Мазутное хозяйство оснащено оборудованием, обеспечивающим защиту окружающей среды от мазутных разливов и очистку стоков от примесей мазута. Ввод в эксплуатацию мазутного хозяйства повысил надежность системы теплоснабжения и уровень энергобезопасности города Рязани.

Насосные установки нового мазутного хозяйства

Аккумуляторный бак №1

В июле 2011 года на Ново-Рязанской ТЭЦ введен в эксплуатацию новый аккумуляторный бак №1 для резервного хранения химически очищенной воды, которая используется для экстренного увеличения подпитки в случае возникновения нештатных ситуаций (повреждений) на магистралях и тепловых сетях города Рязани.

Объем нового бака — 2000 куб. метров. Ввод объекта позволил минимизировать риски аварийного отключения горячей воды и тепла для потребителей города Рязани. Цель ввода нового аккумуляторного бака имеет социально значимый характер — это повышение надежности и энергобезопасности системы теплоснабжения города, бесперебойное обеспечение потребителей теплом и горячей водой.

Новый аккумуляторный бак №1 (2011 г.)

Силовой трансформатор ст.№5Т

В ноябре 2011 года на Ново-Рязанской ТЭЦ был введен в эксплуатацию новый силовой трансформатор ст. №5Т. Рязанское региональное диспетчерское управление 16.11.2011г. в 11 час 22 мин. зарегистрировало включение в энергосистему нового трансформатора ТЭЦ типа ТДЦТН-80000/110-У1 станционный №5Т. Тем самым была успешно завершена реализация инвестиционного проекта по монтажу нового силового трансформатора.

При проведении реконструкции электрооборудования блока применены самые современные технические решения и устройства. Смонтированы высоковольтная кабельная линия из сшитого полиэтилена, элегазовые и вакуумные высоковольтные выключатели. Оборудование блока надёжно защищено микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики.

Ввод нового трансформатора существенно повысил надёжность электроснабжения собственных нужд станции, потребителей города Рязани и крупных предприятий Южного промышленного узла — ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (ТНК-ВР), ООО «Гардиан Стекло Рязань» и других промышленных потребителей. Трансформатор мощностью 80МВа является самым крупным электросетевым объектом, введённым в эксплуатацию в Рязанской области в 2011 году.

Новый силовой трансформатор станционный №5Т

Установка подогрева сетевой воды

На Ново-Рязанской ТЭЦ в октябре 2012 года произведен рабочий пуск новой установки подогрева сетевой воды на город Рязань. Общий объем инвестиций по реализации этого проекта составил более 100 млн. рублей. За счет ввода новой установки отпуск тепловой энергии на город Рязань увеличился на 150 гигакалорий в час, что составляет 25 процентов от общего часового объема поставки тепла потребителям социальной сферы областного центра.

Ведущие специалисты турбинного цеха в сложнейших условиях непрерывно действующего оборудования сумели найти оптимальную схему размещения новой установки, обеспечить работу подрядных организаций по ее монтажу и пуску в эксплуатацию. Специалисты цеха тепловой автоматики и измерений ТЭЦ в кратчайшие сроки реализовали эффективную схему управления и алгоритм защитных блокировок в целях повышения надежности и безопасности работы оборудования.

Строительство и ввод в эксплуатацию новой установки подогрева сетевой воды на город Рязань позволяет значительно увеличить надежность схемы теплоснабжения областного центра не только за счет ввода дополнительных теплофикационных мощностей, но и за счет применения новой техники. При строительстве установки использованы современные насосные агрегаты импортного производства, запорно – регулирующая арматура с увеличенными сроками службы. Управление установкой осуществляется на базе современной АСУ ТП, имеющей функции автоматического поддержания режима теплоснабжения города, и выполненной на основе микропроцессорной техники компании АВВ.

Котлоагрегат №6

В январе 2014 года завершена реконструкция котлоагрегата №6. Повышение надежности и экономической эффективности обеспечено за счет полного обновления газового хозяйства котла, включая установку 6 новых двухпоточных газомазутных горелок вместо 18 устаревших. Отладка и оптимизация режимов работы котлоагрегата дали не только экономический, но и экологический эффект. Удельные выбросы оксидов азота от котла в атмосферу сократились на 10 %. Котлоагрегат удовлетворяет самым высоким требованиям по уровню промышленной безопасности и экологическим нормативам.

В процессе реконструкции введен в эксплуатацию автоматизированный комплекс управления газовым хозяйством котлоагрегата, смонтирована сеть новых газовоздушных трубопроводов, произведена модернизация значительной части энергетического оборудования — теплообменников, топочных экранов.

Турбина №4

В рамках инвестиционной программы в начале декабря 2017 г. на Ново-Рязанской ТЭЦ введены в постоянную промышленную эксплуатацию новая теплофикационная турбина №4 типа Р-30-1,5/0,12 и модернизированный турбогенератор ТГ-4. Турбоагрегат успешно прошел все испытания и был присоединен к энергосистеме Рязанской области и системе теплоснабжения областного центра.

Инвестиционный проект с общей сметной стоимостью более 1 млрд. рублей предусматривал замену выработавшей свой ресурс турбины типа Р-25-90 на новую, более эффективную теплофикационную турбину типа Р-30-1,5/0,12, изготовленную на Калужском турбинном заводе. Пуск нового агрегата обеспечил увеличение тепловой мощности ТЭЦ на 188,26 Гкал/ч с возможностью круглогодичной эксплуатации оборудования в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Поэтапное увеличение тепловой мощности станции и присоединяемой нагрузки за счет установки нового генерирующего оборудования предусмотрено утвержденной в Минэнерго России «Схемой теплоснабжения городского округа города Рязани на период до 2030 года». Ввод нового турбоагрегата позволит дополнительно присоединить к системе централизованного теплоснабжения более 75 стоквартирных жилых домов в Рязани.

При реконструкции турбоагрегата на 95 процентов были использованы российское оборудование и комплектующие, что свидетельствует об успешном импортозамещении при реализации инвестиционного проекта.

Генеральным подрядчиком проекта - АО «Теплоэнергооборудование» г.Челябинска- в 2016-2017 г.г. произведен комплекс работ по демонтажу устаревшей турбины, закладке фундамента и установке нового турбинного оборудования. Параллельно проведена модернизация действующего турбогенератора ТГ-4 типа ТВС-30 и его сопряжение с новой турбиной. Осуществлены монтаж трубопроводов пара и воды, насосного оборудования, внедрение автоматизированной системы управления технологическими процессами турбоагрегата, ввод в эксплуатацию распределительного устройства 0,4 кВ и установки подогрева сетевой воды ТГ-4 для теплоснабжения города.

Пуск новой турбины повысит качество услуг, надежность и эффективность выработки тепловой и электрической энергии для потребителей г. Рязани.

Эффективная работа теплового оборудования ТЭЦ невозможна без эксплуатации производственной (сетевой и подпиточной) воды нормативного качества. Несоблюдение отраслевых стандартов приводит к:

• повышенному расходу энергоресурсов;
• учащению профилактических работ по очистке теплопроводов и теплообменников от нерастворимых образований;
• ускоренному износу оборудования, внеплановым ремонтам и даже серьезным авариям.

Нормативы подготовки воды для ТЭЦ

Работа водоподготавливающего оборудования теплогенерирующих предприятий (ТЭС, ГРЭС, ТЭЦ и т.п.) регламентируется РД 24.031.120-91, ГОСТ 20995-75, методы контроля качества производственной воды тепловых станций – ОСТ 34-70-953.23-92, ОСТ 34-70-953.13-90, а также прочей техдокументацией и техусловиями.

Ключевые задачи водоподготовки для ТЭЦ:

• снижение рисков образования наростов на пути теплоносителя, вызванных накоплением взвешенных частиц, солевыми отложениями, биологическими образованиями;
• препятствование коррозии металлических элементов системы;
• получение водного и парового теплоносителя высокого качества;
• повышение КПД тепловых машин и транспортных коммуникаций, как следствие, минимизация эксплуатационных расходов.

Этапы водоподготовки для ТЭЦ

Установки, включенные в схему водоподготовки ТЭЦ, должны обеспечивать, определенные требованиями РД 24.031.120-91 уровни:

Доведение параметров производственной воды до требуемых уровней возлагается на комплекс водоподготовки, включающий следующие основные этапы:

1. Отделение крупных механических и коллоидных взвесей.

На этом этапе водоподготовки для ТЭЦ осуществляется извлечение из подпиточной жидкости нерастворенных частиц, всегда присутствующих в ней в виде мелкого и пылеватого песка, иловых, органических, а также прочих мелкодисперсных составляющих. Механические взвеси усиливают абразивную нагрузку на оборудование ТЭЦ, способствуют увеличению гидравлического сопротивления в трубопроводах за счет формирования твердых отложений на их внутренних стенках.

Рабочим телом традиционных фильтров для улавливания нерастворимых частиц являются насыпные материалы (гравий, песок). Для ультратонкой очистки может использовать более современный вариант фильтрации на основе волоконных мембран.

2. Осаждение осадкообразующих химических соединений.

Методы этого этапа направлены на выделение из раствора ионов элементов, которые при нагреве образуют нерастворимые соединения, накапливающиеся в системе, так же как и механические взвеси. В основном подобная проблема возникает с солями магния, кальция, а также солями и окислами железа.

Задача системы водоподготовки ТЭЦ по обессоливанию питательной воды решается реагентными, обратноосмотическими, ионообменными, магнитными и прочими технологиями промышленного масштаба. В каталоге компании «ВВТ Рус» представлен обширный ассортимент средств немецкого производства для решения этих задач.

3. Связывание коррозионных химических соединений.

Агрессивные химические вещества, присутствующие в водных растворах, представляют не меньшую опасность, чем инертные солевые отложения. К числу таких веществ, в первую очередь, относятся растворенные газы – кислород и углекислота. Они способствуют интенсивной коррозии металлов, причем интенсивность процесса с повышением температуры теплоносителя нарастает лавинообразно. Проблема решается методами дегазации, ионного обмена, введением в теплоноситель профильных реагентов.

Компания ВВТ РУС реализует реагентные составы для химводоподготовки для ТЭЦ в полном соответствии с действующими нормативами. Препараты способны одновременно решать задачи второго и третьего этапов нормализации качества воды для любого оборудования теплоэнергетики. Подобный подход позволяет значительно упростить построение всей схемы водоподготовки, а также обеспечить потребителю экономию средств.

Более подробную информацию о продукции можно получить у наших сотрудников.