Анализ энергетического хозяйства цеха теплогазоснабжения (ЦТГС) ОАО «Уральская Сталь»

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Аннотация

Морозов А.М. «Реконструкция котла-утилизатора КСТ-80 с целью установки конденсационной турбины на ОАО «Урал Сталь». Дипломный проект. – Орск: ОГУ - 2007 г. - 118 стр., 13 рис., 40 табл., 22 источника литературы, 7 форматов А1.

В проекте рассмотрена возможность увеличения производства электрической энергии за счет использования тепла газов отходящих от УСТК.

Анализ энергетической системы ОАО «Урал Сталь» показал, что отходящие от УСТК газы используются в котлах-утилизаторах неэффективно.

Высокий абразивный износ предвключенных испарительных поверхностей приводит к снижению надежности работы котлоагрегата, а неэффективная работа поверхностного пароохладителя приводит к уменьшению КПД котлоагрегата.

Кроме того, на ОАО «Урал Сталь» в летний период нет потребности в перегретом паре.

В данном проекте предлагается реконструкция котлов утилизаторов КСТ-80 и преобразование котельной УСТК в энергоутилизационную мини-ТЭЦ, с установкой 2-х конденсационных паровых турбин суммарной электрической мощностью 6 МВт.

Приведены тепловой, гидравлический, конструктивный расчеты оборудования.

Кроме того, рассмотрены вопросы автоматизации, защиты окружающей среды, численности рабочих.

Проведена оценка ожидаемых технического и экономического эффектов.

Ожидаемый срок окупаемости мероприятия менее 4 лет.

Полученные результаты могут быть использованы для реконструкции существующих и вновь проектируемых УСТК.

Содержание

Введение

1 Анализ энергетического хозяйства цеха теплогазоснабжения ОАО «Урал Сталь»

1.1 Общая характеристика ЦТГС

1.2 Описание энергетического оборудования участка УСТК

1.3 Описание подсистем энергоносителей участка УСТК

1.4 Тепловой расчет котла КСТ-80 №1 УСТК

1.5 Баланс энергоносителей на участке

1.6 Анализ современного развития аналогичных производств в России и за рубежом

1.7 Постановка задачи дипломного проектирования

2 Реконструкция котла-утилизатора КСТ-80 с целью установки конденсационной турбины

2.1 Краткое описание мероприятий предлагаемых в дипломном проекте

2.2 Тепловой расчет реконструированного котла КСТ-80

2.3 Расчет впрыскивающего пароохладителя

2.4 Гидравлический расчет

2.5 Тепловой расчет паропровода

2.6 Расчет схемы электроснабжения

2.7 Энергоутилизационная мини-ТЭЦ

3 Автоматизация и механизация производственных процессов

4 Безопасность и экологичность

4.1 Анализ опасностей и вредностей на проектируемом объекте

4.2 Обеспечение безопасности труда

4.3 Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций

5 Анализ технико-экономических показателей и обоснование экономической целесообразности принятых в проекте решений

5.1 Расчет себестоимости

5.2 Расчет объема инвестиций

5.3 Исходные данные для расчета экономических показателей

5.4 Расчет основных технико-экономических показателей

5.5 Сводный отчет об ожидаемых технико-экономических показателях проекта

Список используемой литературы

Введение

Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов - важнейшая задача, значимость которой все возрастает. Основными направлениями экономического развития России предусмотрена программа развития топливно-энергетического комплекса и экономии энергоресурсов. В частности, планируется переход на энергосберегающие технологии производств, сокращение всех видов энергетических потерь и повышение уровня использования вторичных энергоресурсов (ВЭР).

Значительная экономия топливно-энергетических ресурсов может быть достигнута при более широком вовлечении в топливно-энергетический баланс страны вторичных энергоресурсов, имеющихся практически во всех отраслях промышленности, где применяются теплотехнические процессы, в первую очередь высокотемпературные. Коэффициент полезного теплоиспользования для многих процессов не превышает 15-35%.

Использованию ВЭР в последние годы уделяется значительное внимание.

В соответствии с принятыми методическими положениями по выявлению и направлениям использования ВЭР на промышленных предприятиях под вторичными энергоресурсами подразумевают энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах, который не используется в самом агрегате, но может быть частично или полностью использован для энергоснабжения других агрегатов. Под энергетическим потенциалом понимается наличие в указанных продуктах определенного запаса энергии (химически связанной теплоты, физической теплоты, потенциальной энергии избыточного давления).

ВЭР можно использовать в качестве топлива либо непосредственно (без изменения вида энергоносителя), либо за счет выработки теплоты, электрической энергии, холода, механической работы в утилизационных установках.

ВЭР разделяют на три основные группы:

1) горючие - побочные газы плавильных печей (доменный, колошниковый, газ шахтных печей и вагранок, конверторный и др.);

2) тепловые - физическое тепло отходящих газов технологических агрегатов; физическое тепло основной и побочной продукции; тепло рабочих тел систем принудительного охлаждения технологических агрегатов и установок; тепло шлаков, золы; тепло горячей воды и пара отработавших технологических силовых установок;

3) избыточного давления - потенциальная энергия газов, жидкостей покидающих технологические агрегаты с избыточным давлением, которое необходимо снижать перед последующей ступенью использования этих жидкостей или при выбросе их в атмосферу, водоемы, емкости и другие приемники.

Использование горючих ВЭР особых затруднений не вызывает, и они используются на промышленных предприятиях с достаточной полнотой (90-95%) и эффективностью. Использование тепловых ВЭР еще недостаточно и составляет в среднем 30-40%. Основное значение в структуре тепловых ВЭР имеет физическая теплота отходящих газов теплотехнических установок, доля которой в общем балансе возможного использования тепловых ВЭР составляет 75%.

Вторичными энергоресурсами располагают практически все отрасли промышленности, в которых имеются теплотехнические установки.

Таблица 1 - Использование ВЭР в промышленности /1, 43/

Отрасль	Виды ВЭР	Использование (%)
Черная металлургия	Горючие Тепловые	74,3 25,7
Цветная металлургия	Горючие Тепловые	6,1 93,9
Химическая промышленность	Горючие Тепловые	17,4 82,6
Газовая промышленность	Горючие Тепловые	19,3 80,7
Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность	Горючие Тепловые	53,0 47,0

Таким образом, из таблицы 1 видно, что в черной металлургии доля использования тепловых ВЭР чрезвычайно мала.

Из графика на рисунке 1, видно, что черная металлургия является крупнейшим потребителем ВЭР. Основным оборудованием для использования тепловых ВЭР, а также избыточного давления являются: котлы-утилизаторы (КУ), системы испарительного охлаждения (СИО), охладители конвертерных газов (ОКГ), установки сухого тушения кокса (УСТК), газовые утилизационные бескомпрессорные турбины (ГУБТ), адсорбционные холодильные машины.

Котлы-утилизаторы в установках сухого тушения кокса

Котлы-утилизаторы в коксохимическом производстве в комплексе с тушильным устройством предназначены для использования физической теплоты раскаленного кокса и его сухого тушения. В тепловом балансе коксовой батареи теплота, уносимая раскаленным коксом, достигает 45-50% количества теплоты, поступающей на обогрев печи.

На каждый миллион тонн произведенного кокса при мокром тушении теряется примерно 50 тыс. тонн условного топлива. Поэтому использование физической теплоты раскаленного кокса имеет большое значение. Одним из таких способов является сухое тушение кокса, которое дает возможность не только использовать физическую теплоту раскаленного кокса для получения пара энергетических параметров, значительно повысить качество кокса, технико-экономические показатели доменного процесса, но также улучшить условия труда в коксовых цехах, уменьшить загрязнение окружающего воздушного бассейна.

Опыт эксплуатации доменных печей показывает, что при использовании кокса сухого тушения удельный расход его снижается примерно на 10% по сравнению с удельным расходом при применении кокса мокрого тушения. Таким образом, общая экономия условного топлива от использования физической теплоты раскаленного кокса и улучшении эффективности доменного процесса (в результате использования кокса сухого тушения) составляет 110×10³ тонн на каждый миллион тонн произведенного чугуна.

На больших газовых заводах и коксохимических производствах металлургических заводов, выпускающих тысячи тонн кокса в сутки, вопрос о наиболее выгодном способе использования тепла раскаленного кокса зависит от потребности в том или ином виде энергии и от стоимости энергии, получаемой со стороны. От правильного выбора способа использования уловленного тепла кокса зависят прежде всего сроки окупаемости капитальных затрат на сооружение установок сухого тушения и рентабельность последних.

Тепло УСТК используется для получения пара, расходуемого на технологические нужды производства. Это объясняется тем, что производительность большинства установок небольшая, а пар, вырабатываемый в таких УСТК, может быть полностью использован на месте.

При крупных бункерных установках целесообразно комбинировать выработку электрической энергии и тепловой в виде пара для технологических нужд. В таких комбинированных установках водяной пар энергетических параметров, получаемой в котлах УСТК, можно направлять в конденсационные турбины с промышленными и теплофикационными отборами или в турбины с противодавлением (в зависимости от энергетического баланса данного предприятия). В обоих случаях паровые турбины служат приводами электрических генераторов /1, 56/.

Разработка мер по использованию пара за счет ВЭР на технологические нужды, производство электроэнергии, теплоснабжение в комбинированных схемах требует детального изучения тепловых балансов производства и создания типовых решений с учетом технико-экономического обоснования по использованию пара от котлов. Параметры пара также зависят от стабильности работы (технологического режима) основного теплотехнического устройства. Технико-экономическое обоснование должно производиться при выборе типа котла для каждого конкретного случая.

Установка сухого тушения кокса состоит из двух основных частей (рисунок 2) - тушильной камеры (1) и парового котла (2). Раскаленный кокс скиповым подъемником загружается в тушильную камеру. Через щели в конической нижней части тушильной камеры, заполненной коксом, в нее поступают инертные газы, двигаясь навстречу коксу, охлаждают его от 1300 до 500 К, и сами нагреваются от 425-440 до 1000-1100 К. Нагретые инертные газы выходят через окна, расположенные в верхней части камеры, проходят через пылеуловительный бункер и поступают в котел, после котла газы проходят пылеуловительные циклоны (4) и поступают на всас мельничного вентилятора (3). В котле газы последовательно омывают пароперегреватель, секции испарительных поверхностей нагрева и экономайзер.

Общая характеристика ЦТГС

Этапы развития ЦТГС

Ниже приводится таблица, показывающая этапы развития ЦТГС по годам, начиная с 1960 года.

Таблица 2 - Этапы развития ЦТГС

Год	Мероприятие
1960-1961	пущены в работу 4 КУ стана «2800»
1961-1965	оснащены КУ все мартеновские печи
1960	перевод методических печей ЛПЦ-1 на СИО
1958-1967	перевод мартеновских печей на СИО
1969	пущены в работу 3 КУ на СПЦ
1969	перевод мартеновских печей на СИО
1968-1970	пуск 4 КУ КСТ-80 на УСТК
1980	пуск 4-го КУ на СПЦ
1980	демонтаж КУ за мартеновской печью №9
1996-1998	демонтаж КУ за мартеновскими печами №№1, 5, 8
2005	объединение газового и теплосилового цехов, образование ЦТГС

Цех теплогазоснабжения является крупным структурным подразделением ОАО «Урал Сталь», обеспечивающим паром энергетических параметров другие структурные подразделения комбината. Кроме того, на балансе цеха теплогазоснабжения находятся тепловые сети, обеспечивающие сетевой водой на нужды отопления и вентиляции не только комбинат, но и город Новотроицк.

КУ №1, 2, 3

КУ №4

Рабочее давление в барабане котла

кгс/см²

18; 18; 25

Паропроизводительность

т/ч

Допустимая температура перегретого пара в промежуточной камере

°С

450

Температура пара в промежуточной камере

°С

370

Количество греющих продуктов сгорания (расчетная)

м³/ч

82100

Продолжение таблицы 3

Температура греющих продуктов сгорания перед котлом

°С

800

750

Температура греющих продуктов сгорания перед испарительной поверхностью

°С

650

600

Температура греющих продуктов сгорания перед экономайзером

°С

до 300

Температура греющих продуктов после экономайзера

°С

160-220

Температура воды на входе в

экономайзер

°С

74-104

74-100

КПД котлоагрегата

80,8

81,5

Потери тепла:

с уходящими газами

в окружающую среду

до 20

до 0,6

до 20

до 0,6

Гидравлическое сопротивление

котла

кгс/см²

3,5

Гидравлическое сопротивление

пароперегревателя

кгс/см²

2-2,5

Аэродинамическое сопротивление котла

мм.вод.ст

80-100

Паровой объём котла

м³

7,3

Водяной объём котла

м³

12,8

12,5

Количество циркуляционной

воды, до

т/ч

250

Технологическая схема УСТК

Установка сухого тушения кокса представляет собой сложный единый технологический агрегат, условно состоящий из двух основных частей:

1) тушильной камеры;

2) парового котла-утилизатора со вспомогательным оборудованием для очистки циркуляционных газов от угольной пыли (пылеосадительный бункер для очистки от крупных частиц, циклонов для очистки от мелких частиц), соединительных газоходов и вспомогательных тягодутьевых устройств (основного и вспомогательного дымососов).

Всего УСТК ОАО «Уральская Сталь» оснащено четырьмя агрегатами сухого тушения кокса.

Принцип работы установки сухого тушения кокса заключается в следующем:

1) через щель в нижней конической части сушильной камеры, заполненной горячим коксом, с помощью мельничного вентилятора ВМ-160/850 нагнетается инертный газ, смешанный с продуктами горения кокса (далее циркуляционный газ);

2) циркуляционный газ имеет следующие усредненные значения составных компонентов (данные из технологической инструкции):

азот N₂	– от 65 до 75 %
окись углерода СО	– от 8 до 12%
водород Н₂	– от 3 до 5 %
двуокись углерода СО₂	– от 7 до 14 %
кислород О₂	– до 2%
метан СН₄	– от 0,5 до 4 %

3) газы, двигаясь на встречу загруженному сверху коксу, нагревается, одновременно его охлаждая;

4) нагретые газы выходят через верхние окна тушильной камеры и поступают в пылеосадительный бункер. За счет резкого изменения, объёма в бункере происходит выпадение крупных частиц кокса;

5) из пылеосадительного бункера циркуляционный газ поступает в котёл- утилизатор, где последовательно омывает поверхности нагрева котла (на котлах №1, 2, 3 - экранные испарительные трубки), пароперегреватель, испарительные секции, водяной экономайзер, проходя через которые охлаждается, передавая тепло воде, проходящей внутри труб поверхностей нагрева;

6) после котла-утилизатора циркуляционный газ проходит через газораспределительный короб, распределяется на два потока и по восходящим газоходам поступает на циклоны;

7) проходя через циклоны газ, очищенный от более мелких частиц угольной пыли, поступает в общий газоход и подводится на всас мельничного вентилятора;

8) за счет центробежной силы, создаваемой вентилятором, циркуляционный газ приобретает дополнительную энергию напора и вновь под давлением подаётся в нижнюю часть тушильной камеры;

9) для поддержания заданного количества инертного газа, недопущения подсосов кислорода из воздуха и восполнения утечек инертного газа через неплотности, свечи и др., на всас дутьевого вентилятора производится подача азота - из магистрального азотопровода;

10) осажденные в бункере и циклонах частицы коксовой пыли через систему мигалок сбрасываются в трубопровод гидрозолоудаления.

Здание котельной делится помещением щитов управления КИПиА и подстанцией на две части, в каждой из которой размещаются два котлоагрегата.

В служебном отделении УСТК располагается всё вспомогательное оборудование котельной: на первом этаже - питательные насосы, установка фосфатирования, щит управления питательной установкой; на втором этаже - расположены трубопроводы подвода химочищенной воды, теплообменник; на третьем этаже расположены деаэраторы, трубопроводы пара и воды, сепараторы непрерывной продувки.

Потребляемые энергоносители

Участок ЦТГС на УСТК потребляет:

1) Химически очищенную воду, которая поступает с ТЭЦ ОАО «Уральская Сталь» по двум трубопроводам диаметром 219 мм, один из которых резервный. Температура химически очищенной воды порядка 30-40 °С. Количество химически очищенной воды полученной участком УСТК с ТЭЦ за 2006 год равно 503 364 тонны, что составляет 23,2% от всей химически очищенной воды полученной ЦТГС от ТЭЦ. Химически очищенная вода поступает в деаэраторы, а затем на питание котлов.

2) Азот для восполнения инертного теплоносителя используемого для сухого тушения кокса. Азот поступает с кислородно-компрессорного цеха ОАО «Уральская Сталь» по трубопроводу диаметром 76 мм.

3) Кислород и сжатый воздух. Диаметр кислородопровода 25 мм, диаметр воздухопровода 57 мм. Назначение этих энергоносителей - применение при проведении аварийно-восстановительных работ и планово-предупредительных ремонтов на участке.

4) Техническую воду. Вода поступает из системы оборотного водоснабжения ОАО «Уральская Сталь», и применяется для охлаждения подшипников и сальников питательных и циркуляционных насосов.

5) Питьевую воду.

Тепловой расчет

Тепловой расчет выполнен в соответствии с указаниями /7, 113/

В данном дипломном проекте предлагается заменить поверхностный пароохладитель, который в настоящее время работает неэффективно, на впрыскивающий, с целью понижения температуры перегретого пара с 380 ºС до необходимых 280 ºС.

Количество пара G_п, кг/час, после впрыскивающего пароохладителя увеличивается, и находится по формуле:

, (1)

где - количество пара до пароохладителя, кг/час;

- количество воды поступающей в пароохладитель, кг/час.

Общее количество воды , кг/час, поступающей в поверхностный пароохладитель определяется по формуле:

, (2)

где и - энтальпии перегретого пара и впрыскиваемой воды, поступающих в пароохладитель, кДж/кг;

- снижение энтальпии пара в пароохладителе, кДж/кг.

Впрыскивать в пароохладителе предполагается питательную воду с температурой ºС.

Таким образом, исходя из данных полученных в результате теплового расчета котла-утилизатора КСТ-80, имеем:

Количество пара до пароохладителя =23 940 кг/час.

Энтальпия перегретого пара до пароохладителя =3 218 кДж/кг.

Энтальпия питательной воды =419 кДж/кг.

Снижение энтальпии перегретого пара в пароохладителе при снижении его температуры с 380 ºС до 280 ºС составляет =214 кДж/кг.

Тогда общее количество питательной воды поступающей на впрыск согласно формуле (2) будет равно:

, кг/час.

Количество пара с температурой 280 ºС после впрыскивающего пароохладителя согласно формуле (1) будет равно:

, кг/час.

Таким образом, паропроизводительность котельного агрегата увеличится на 5,88%. При оснащении впрыскивающими пароохладителями всех котлов-утилизаторов КСТ-80 и, учитывая, что постоянно в работе находится 3 котла, суммарная паропроизводительность будет равна 76,05 тонн в час. Из этих 76,05 тонн в час 50,04 тонн в час будет направляться в конденсационные турбины, а 26,01 тонн в час - на нужды ОАО «Урал Сталь».

Конструктивный расчет

Выбор числа отверстий производится из условия, что при максимальном расходе воды на впрыск скорость воды в отверстии должна составлять 10-12 метров в секунду. Скорость воды в отверстии , м/сек, определяется по следующей формуле:

, (3)

где - расход воды на впрыск, кг/сек;

- удельный объем впрыскиваемой воды, м³/кг;

- площадь отверстия, м²;

- число отверстий.

Площадь сечения отверстия F, м², определяется по формуле:

, (4)

где - диаметр отверстия, м.

Принимаем, согласно рекомендациям в литературе /8, 224/ диаметр отверстия 0,003 метра и скорость воды в отверстии 12 м/сек. Тогда число отверстий n, будет равно:

Принимаем число отверстий n=5.

Надежность работы впрыскивающего пароохладителя зависит от выбора длины защитной рубашки. Длина защитной рубашки определяется для максимальной производительности узла впрыска в зависимости от массовой скорости пара в месте впрыска, при минимальной расчетной нагрузке парогенератора, давления пара и разности температур между паром и каплями влаги в начале и конце участка испарения.

Для определения длины защитной рубашки определяет значения , ºС,:

, (5)

где - температура пара на входе в пароохладитель, ºС;

- температура насыщения при давлении в пароохладителе, ºС.

ºС.

, (6)

где - температура пара на выходе из пароохладителя, ºС;

ºС.

Определяем длину защитной рубашки по номограммам /8, 226/ на основании значений разностей температур и .

Пароохладитель выполнен из трубы с внутренним диаметром 169 мм ( ).

Длину защитной рубашки принимаем: метра.

Защитная рубашка выполнена из трубы с наружным диаметром 159 мм.

Гидравлический расчет

Задачами гидравлических расчётов трубопроводов могут являться:

1) расчёт перепадов давления при обычных режимах, т.е. расходах меньших критических;

2) определение максимально возможного (критического) расхода пара в паропроводе;

3) определение перепадов давления (и соответственно параметров потока) в паропроводе при продувках в атмосферу.

Для выполнения гидравлических расчётов трубопроводов необходимо располагать параметрами пара на выходе, компоновочными и конструктивными данными по всем элементам трассы трубопроводов.

Компоновочные и конструктивные данные трассы трубопроводов должны содержать: схему трубопроводов, включающую в себя все элементы в последовательности, соответствующей движению потока, геометрические размеры каждого элемента, характеристики всех местных сопротивлений, в том числе арматуры.

В данном дипломном проекте проводится расчёт перепадов давления при обычном режиме.

Ниже приводится принципиальная схема проектируемого паропровода.

На схеме обозначены:

1) КУ№1-котел-утилизатор КСТ-80 №1

2) КУ№2-котел-утилизатор КСТ-80 №2

3) КУ№3-котел-утилизатор КСТ-80 №3

4) КУ№4-котел-утилизатор КСТ-80 №4

5) ТГ №1-турбогенератор ТГ-3/6,3-С-1

6) ТГ №2-турбогенератор ТГ-3/6,3-С-1

Тепловой расчет паропровода

Для уменьшения потерь теплоты в окружающую среду и обеспечения безопасности труда персонала все трубопроводы, имеющие температуру теплоносителя выше 50 ºС внутри помещений и выше 60 ºС вне помещений, должны иметь тепловую изоляцию. Температура поверхности изоляции должна быть не выше 45 ºС внутри помещений и не более 60 ºС на открытом воздухе.

Потерю теплоты , Вт/м, через изоляцию на 1 метр длины трубопровода определяют по формуле:

(18)

где - температура среды в трубопроводе, ºС;

- температура окружающего воздуха, ºС;

- суммарное термическое сопротивление, м×ºС/Вт.

(19)

где , - термическое сопротивление внутренней и наружной поверхностей изолированного трубопровода, м×ºС/Вт;

, - термическое сопротивление стенки трубы и слоя изоляции, м×ºС/Вт;

(20)

где - внутренний диаметр трубы, м;

- коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к стенке трубы, Вт/м²×ºС.

(21)

где - наружный диаметр трубы, м;

- коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к изоляции, Вт/м²×ºС.

(22)

где - теплопроводность стенки трубы, Вт/м×ºС;

(23)

где - теплопроводность тепловой изоляции, Вт/м×ºС;

- диаметр тепловой изоляции, м.

Величина , связана уравнением теплоотдачи с заданной температурой наружной поверхности изоляции:

(24)

где - температура наружной поверхности изоляции.

Необходимое значение диаметра тепловой изоляции определяется из совместного решения уравнений (18) и (24).

Выбор предохранителей

Для выбора плавких вставок предохранителей ответвлений, ведущих к одиночному электродвигателю с легким пуском ток вставки I_пл.вст, А, определится:

I_пл.вст≥ I_пуск/2,5 - для насосов и вентиляторов;

I_пл.вст≥ 1,2×I_св× - для сварочного аппарата;

I_пл.вст≥ I_пуск/1,6 - для кранов.

Результаты расчета сведены в таблицу 25.

Расчет питающей линии 10 кВ

Определяем сечение по экономической плотности тока F_э, мм²:

F_э = I_p/j_э, (49)

где I_р - расчетный ток линии в нормальном режиме, А;

, (50)

где S_p - расчетная нагрузка секции подстанции;

n - количество кабельных линий;

j_э - экономическая плотность тока.

F_э= 21,9/1,4 = 15,6 мм²

По справочнику /9, 45/ принимаем кабель ААБ с бумажной изоляцией и алюминиевыми жилами сечением F=16 мм² (I_дл.ток.=75 А)

Определяем расчетный ток I_рк, А одного кабеля

I_рк =I_p/n, (51)

где n - число запараллеленных кабелей в одной линии;

I_рк =21,9/2 = 10,95 А;

Проверяем выполнение условия по нагреву в нормальном режиме

I'_дл.доп. ≥ I_рк, (52)

Определяем длительно допустимый ток I'_дл.доп., А, кабеля

I'_дл.доп. = I_дл.ток ×К_л×К_t, (53)

где К_л - поправочный коэффициент на количество прокладываемых кабелей в одной траншее; по /11, 28/ К_п = 0,9;

К_t - поправочный коэффициент на температуру окружающей среды; при нормальных условиях К_t = 1.

I'_дл.доп. = 75×0,9×1 = 67,5 А

Отсюда видно, что условие (52) выполняется, следовательно, кабель по нагреву проходит.

Определим ток одного кабеля I_АВ, А, в послеаварийном режиме:

I_АВ=2× I_рк(54)

I_АВ=2×21,9=43,8 А.

Проверим выбранный кабель по условию нагрева в послеаварийном режиме:

- рассчитаем допустимый ток кабеля I'_АВ, А в послеаварийном режиме:

I'_АВ= I'_дл.доп×К_АВ, (55)

где К_АВ - коэффициент аварийной перегрузки;

I'_АВ=67,5×1,25=84,37 А.

- проверим выполнение условий по нагреву в послеаварийном режиме:

I'_АВ≥ I_АВ

84,37≥43,8

Проверка выбранного сечения по допустимой потере напряжения

ΔU_доп ≥ ΔU_p, (56)

где ΔU_p = ,

здесь n - число кабелей в линии;

P, Q - расчетные нагрузки в кабельной линии;

r=1,95 , x=0,113 - сопротивления одного кабеля Ом/км;

l=0,012 км

ΔU_p = %

Проверка кабеля на термическую стойкость производится по условию:

, (57)

где - установившийся ток короткого замыкания линии, А;

С - коэффициент, учитывающий изменение температуры до и после короткого замыкания; по /11, с. 53/ С = 95;

t_пр = t_з + t_в = 1+ 0,075=1,075 с; (58)

Для вычисления токов короткого замыкания, составим расчетную схему и схему замещения. Расчет производится в относительных единицах, точным методом.

Рисунок 11. Расчетная схема

Рисунок 12. Схема замещения

Задаемся базисными условиями.

Принимаем базисную мощность S_б = 6 МВА (6000кВА)

Базисные напряжения U_б=10,5 кВ

Определим сопротивления элементов схемы, приведенные к базисным условиям.

1) ЭДС генератора Ег:

(59)

2) Сопротивление кабельных линий:

(60)

3) Сопротивление генератора:

(61)

Определим результирующее сопротивление в точке К1:

(62)

Определим базисный ток I_б, кА

(63)

Определим установившийся ток, I_к, кА:

(64)

Определим термически стойкое сечение F_т, мм²:

(65)

Окончательно принимаем сечение кабеля 10 кВ, F_к=16 мм² - ААБ-10-2 (3×16).

Выводы по специальной части

Произведенные расчеты показывают техническую возможность преобразования котельной УСТК цеха теплогазоснабжения в энергоутилизационную мини-ТЭЦ, что отвечает требованиям современного развития промышленной энергетики. В данном дипломе предусматривается установка 2-х турбогенераторов типа ТГ-3/6,3-С-1, с суммарной электрической мощностью 6 МВт, краткие параметры турбогенераторов представлены в таблице 24.

Таблица 28 - Характеристика блочного турбогенератора

Наименование параметров	Значение параметров
Номинальная электрическая мощность, кВт Параметры свежего пара абсолютное давление, МПа температура, ºС Расход охлаждающей воды, м³/час Номинальный расход пара, т/час	3 000 1,4 (1,0- 1,8) 280- 380 900 25,02

Установка турбин позволит повысить выработку собственной электроэнергии ОАО «Урал Сталь» на 2%.

Демонтаж третьей предвключенной поверхности нагрева позволяет увеличить межремонтный период работы котлов и уменьшить затраты на ремонт. Надежность работы повышается.

Расчет себестоимости

1) затраты на химически очищенную воду (ХОВ).

Суммарная производительность котлов - 82 т/ч,

цена 1 м³ХОВ с ТЭЦ - 8,34 руб.,

утечки составляют 10%, тогда годовые затраты на ХОВ З_зп, руб/год, котельной УСТК составляют:

, руб/год

2) затраты на заработанную плату.

Количество рабочих на участке УСТК - 44 человека:

котельное отделение - 4 смены по 3 человека;

турбинное отделение - 4 смены по 2 человека;

лаборатория - 4 смены по 2 человека;

деаэраторы - 4 смены по 2 человека;

рабочая бригада слесарей - 8 человек.

Средняя заработанная плата с учетом роста 10 000 руб./чел. в месяц, начисления на зарплату - 26%, тогда затраты на зарплату З_зп, руб/год составляют:

, руб/год

3) затраты на ремонт и содержание основных фондов.

По калькуляции за 2006 год по участку УСТК затраты на ремонт составляют 4 919 333 руб. (с учетом капитальных ремонтов). Поскольку турбины устанавливаются новые, то расход только на их содержание по калькуляции 1%, тогда затраты на ремонт и содержание основных фондов З_соф, руб/год составляют:

, руб/год

4) затраты на общецеховые расходы.

По калькуляции за 2006 год затраты составляют 3 352 590 руб., а с вводом турбогенераторов увеличится на 20%, тогда затраты на общецеховые расходы З_ор, руб/год составляют:

, руб/год

Годовые затраты З, руб/год:

руб/год

За год вырабатывается электроэнергии, N, МВт×ч/год:

МВт×ч/год

Себестоимость электроэнергии, Ц, руб/кВт×ч:

руб/кВт×ч

Расчет объема инвестиций

По данным, приводимым в литературе и интернет-информации стоимость 1 кВт установленной электрической мощности (турбина+электрогенератор) составляет порядка $200. Предлагаемый в данной работе проект предусматривает установку 6 МВт электрической мощности.

Принимаем курс доллара США - 26 руб.

Общие затраты N, руб, составят:

руб.

Воспользовавшись, методическими указаниями к дипломному проекту оцениваем полные капиталовложения.

Таблица 36 - Укрупненная структура сметы капитальных затрат на строительство ТЭС

Наименование главы сметы	Удельный вес, %	Затраты, тыс. руб
1	2	3
Глава 1. Подготовка территории строительства	0,5	223
Глава 2. Основные объекты строительства	70	31 200
Глава 3. Объекты подсобного назначения	4	1 782
Глава 4. Объекты транспорта и связи	5	2 229
Глава 5. Наружные сети водоснабжения и канализации	2	891
Глава 6. Благоустройство и озеленение территории	1	446
Глава 7. Временные здания и сооружения	4	1 782
Глава 8. Прочие работы и затраты	5	2 229
Главы 9, 10. Содержание дирекции и подготовка эксплуатационных кадров	0,5	223
Глава 11. Проектно-изыскательские работы	5	2 229
Непредвиденные работы и затраты	3	1 338
Всего капитальные затраты	100	44 572

Таким образом, общие капиталовложения составят 44 млн. 572 тыс. рублей.

Аннотация

Кроме того, на ОАО «Урал Сталь» в летний период нет потребности в перегретом паре.

Приведены тепловой, гидравлический, конструктивный расчеты оборудования.

Кроме того, рассмотрены вопросы автоматизации, защиты окружающей среды, численности рабочих.

Проведена оценка ожидаемых технического и экономического эффектов.

Ожидаемый срок окупаемости мероприятия менее 4 лет.

Полученные результаты могут быть использованы для реконструкции существующих и вновь проектируемых УСТК.

Содержание

Введение

1 Анализ энергетического хозяйства цеха теплогазоснабжения ОАО «Урал Сталь»

1.1 Общая характеристика ЦТГС

1.2 Описание энергетического оборудования участка УСТК

1.3 Описание подсистем энергоносителей участка УСТК

1.4 Тепловой расчет котла КСТ-80 №1 УСТК

1.5 Баланс энергоносителей на участке

1.6 Анализ современного развития аналогичных производств в России и за рубежом

1.7 Постановка задачи дипломного проектирования

2 Реконструкция котла-утилизатора КСТ-80 с целью установки конденсационной турбины

2.1 Краткое описание мероприятий предлагаемых в дипломном проекте

2.2 Тепловой расчет реконструированного котла КСТ-80

2.3 Расчет впрыскивающего пароохладителя

2.4 Гидравлический расчет

2.5 Тепловой расчет паропровода

2.6 Расчет схемы электроснабжения

2.7 Энергоутилизационная мини-ТЭЦ

3 Автоматизация и механизация производственных процессов

4 Безопасность и экологичность

4.1 Анализ опасностей и вредностей на проектируемом объекте

4.2 Обеспечение безопасности труда

4.3 Предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций

5.1 Расчет себестоимости

5.2 Расчет объема инвестиций

5.3 Исходные данные для расчета экономических показателей

5.4 Расчет основных технико-экономических показателей

5.5 Сводный отчет об ожидаемых технико-экономических показателях проекта

Список используемой литературы

Введение

Использованию ВЭР в последние годы уделяется значительное внимание.

ВЭР разделяют на три основные группы:

Таблица 1 - Использование ВЭР в промышленности /1, 43/

Отрасль	Виды ВЭР	Использование (%)
Черная металлургия	Горючие Тепловые	74,3 25,7
Цветная металлургия	Горючие Тепловые	6,1 93,9
Химическая промышленность	Горючие Тепловые	17,4 82,6
Газовая промышленность	Горючие Тепловые	19,3 80,7
Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность	Горючие Тепловые	53,0 47,0

Таким образом, из таблицы 1 видно, что в черной металлургии доля использования тепловых ВЭР чрезвычайно мала.

Котлы-утилизаторы в установках сухого тушения кокса

Анализ энергетического хозяйства цеха теплогазоснабжения (ЦТГС) ОАО «Уральская Сталь»

Общая характеристика ЦТГС

Дата: 2019-05-29, просмотров: 376.

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒