Выбор основного оборудования и определение показателей тепловой экономичности ТЭЦ

С учетом указанных требований и на основании полученных расчетов выбираем одну паровую  турбину типа ПТ-140/165-130/15 и одну Р-100-130/15.

 

 

 

Как видим, значения расчетных коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде полностью оптимальны. Оставляем последний вариант выбора турбин.

Двухпроцентная добавка дается на неучтенные потери теплоты в цикле ТЭЦ. Таким образом, требуемая паропроизводительность ТЭЦ, кг/с

 

 

(25)

где До –номинальный расход свежего пара на все выбранные турбины данного типа (Т, ПТ или Р), кг/с.

Расход свежего пара на РОУ определяется по формуле, кг/с

 

(26)

где  - отпуск пара на производственно-технологические нужды из отборов выбранных турбин типа ПТ, кг/с;

hо –энтальпия свежего пара за котлами (по h-s диаграмме) - 3487,5 кДж/кг;

РОУ –КПД РОУ (принимается равным 0,98);

hпв –энтальпия питательной воды, выбирается по давлению и температуре питательной воды (приложение П.7) с помощью таблиц - 964 кДж/кг.

Тип и количество выбранных к установке энергетических котлов должны обеспечить минимально возможный запас по паропроизводительности. Выбираем семь паровых котлов типа Е-500-140-ГМН с суммарной паропроизводительностью 973 кг/с.

Для покрытия пиковых нагрузок  по сетевой (горячей) воде:

  принимаем  к установке  1 пиковый водогрейный котел типа КВ-ГМ-180.

 

Состав и характеристики выбранного оборудования ТЭЦ сводим в таблицу (приложение П.9)

6. Показатели тепловой  экономичности ТЭЦ

 

Расход натурального топлива на энергетический котел (без промежуточного пароперегревателя).

 

 

                                           (27)

где 0 – номинальный расход свежего пара на одну турбину выбранного типа (Т, ПТ, Р), кг/с;

h0 – энтальпия свежего пара за выбранным энергетическим котлом, кДж/кг;

hпв – энтальпия питательной воды, кДж/кг;

- удельная  теплота (низшая) сгорания заданного  топлива, кДж/кг или кДж/м3;

- расчетный  КПД (брутто) котла.

Расход топлива на пиковый водогрейный котел, работающий на газу    

  МДж/кг

 

 

                                         (28)

где  - номинальная теплопроизводительность выбранных ПВК, МВт.

 

 

Суммарный расход условного топлива (МДж/кг) на ТЭЦ, кг/с.

 

 

(29)

где в числителе

n1, n2 – количество выбранных энергетических и водогрейных котлов;

 

Расход условного топлива на выработку теплоты, кг/с

 

 

(30)

где - суммарный расход теплоты, отпущенной внешним потребителем, МВт;

- энергетический КПД (нетто); задается  ;

- КПД, учитывающий тепловые  потери в паропроводах; задается       ;

 - КПД котла (нетто), учитывающий тепловые потери пикового водогрейного котла; задается .

 

Расход условного топлива на выработку электроэнергии, кг/с

 

 

(31)

КПД ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии

 

 

(32)

где Nэ – суммарная номинальная мощность выбранных турбин, МВт; Nэ=ΣNi; [кг/с] и [МДж/кг];

 

КПД ТЭЦ брутто по выработке теплоты

 

 

(33)

где [МВт], [кг/с] и [МДж/кг].

 

 

Удельные расходы топлива:

- на выработку  электроэнергии, кг/(кВт·ч)

 

 

(34)

- на выработку  теплоты, кг/ГДж

 

 

(35)

кДж/кг;

- на отпуск  теплоты, кг/ГДж

 

 

(36)

где - КПД нетто ТЭЦ, учитывающий собственные нужды станции (по теплоте), принимаем .

 

7. Принципиальная  схема системы теплоснабжения

 

7.1. Принципиальная тепловая схема  ТЭЦ.

 

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ—это структурная схема оборудования электростанции, характеризующая процесс преобразования и использования тепла для выработки электроэнергии. Принципиальная тепловая схема проектируемой ТЭЦ приведена на рис. 3.

 

 

Условные обозначения:

 

1. Одна турбина ПТ-140/165-130/15; 2. Одна турбина Р-100-130/15; 3. Пароперегреватель; 4. Энергетические котлы; 5. Конденсатор; 6,7. Теплофикационные подогреватели; 8. Сетевой насос; 9. Конденсатные насосы сетевых подогревателей; 10. Вакуумный деаэратор подпитки сетевой воды; 11. Подпиточный сетевой насос; 12. Конденсатный насос; 13. Эжекторный подогреватель; 14. Подогреватели системы регенерации низкого давления; 15. Деаэратор повышенного давления; 16-18. Подогреватели системы регенерации высокого давления; 19. Питательный насос; 20. Конденсатный насос подогревателей низкого давления; 21. Испарительная установка; 22. Насос химводоочистки (ХВО); 23. Подпиточный насос ТЭЦ; 24. Подающий водяной коллектор; 25. Обратный водяной коллектор; 26. Паровой коллектор; 27. Коллектор конденсата, возвращаемого с производства; 28. Конденсатный насос; 29. Редукционно-охладительная установка (РОУ); 30. Фильтр-грязевик; 31. Регулятор подпитки; 32. Один пиководогрейный котел типа КВ-ГМ-180; 33. Бустерный насос; 34. Промежуточный коллектор; 35. Теплофикационный пучок; 36. ХВО; 37. Электрогенератор.

 

Описание работы схемы.

 

Природная вода подается в механические фильтры ХВО 36, где она очищается от механических и химических примесей, затем при помощи насосов ХВО 22 она поступает в испарительную установку 21 и вакуумный деаэратор подпитки сетевой воды 10, в котором происходит удаление из воды пузырьков газов (О2 и СО2). В испарительной установке 21 происходит частичное испарение воды и оставшаяся вода подпиточным насосом 23 подается в деаэратор повышенного давления 15, где из нее также удаляют газы. Из деаэратора 15 при помощи питательного насоса 19 очищенная вода проходит через подогреватели системы регенерации высокого давления 16, 17, 18 и попадает в энергетические котлы 4, из которых пар через пароперегреватель и поступает в турбины 1(Р-100-130/15), имеющие только отбор пара, и в турбину 2 (ПТ-140/165-130/15), имеющую часть высокого давления а и низкого б. После расширения в проточной части турбины пар поступает в конденсатор 5, охлаждаемый водой, поступающей из обратного водяного коллектора 25 в теплофикационный пучок 35 конденсатора с помощью бустерного насоса 33. Перед поступлением в теплофикационный пучок 35 сетевая вода очищается в фильтре-грязивике 30. Из конденсатора 5 образовавшийся конденсат конденсатным насосом 12 прокачивается через тракт системы регенерации низкого давления в деаэратор 15, обогреваемый паром из цилиндров высокого давления турбин 1 и 2. Смешивающиеся в деаэраторе потоки образуют питательную воду, которая питательным насосом 19 через подогреватели 16, 17, 18 тракта системы регенерации высокого давления опять подается в энергетические котлы 1. В схеме предусмотрена редукционно-охладительная установка (РОУ) 29, подключенная к главному паровому коллектору и предназначенная для покрытия пиковых нагрузок производственно-технологических потребителей, подключенных к паровому коллектору 26. Конденсат пара, возвращаемый с производства, по коллектору 27 поступает, после соответствующей очистки, с помощью конденсаторного насоса 28  в тракт системы регенерации низкого давления, состоящий из эжекторного подогревателя 13, подогревателей низкого давления 14 и конденсаторного насоса 20, пред назначенного для создания давления в системе труб, по которым происходит слив конденсата греющего пара подогревателей системы регенерации низкого давления. Схема обеспечивает отпуск теплоты потребителям на нужды отопления и горячего водоснабжения, за счет отборов теплоты из турбины 2 (ПТ-140/165-130/15). Сначала сетевая вода проходит через теплофикационные подогреватели 6, 7, а затем, пройдя промежуточный коллектор 34, она при помощи сетевого насоса 8 поступает в подающий водяной коллектор 24. При низких наружных температурах воздуха имеется возможность догревать воду в пиковом водогрейном котле 32, подключенному параллельно подающему водяному коллектору 24.  Конденсат греющего пара из теплофикационных подогревателей 6, 7 сливается в соответствующие по температуре точки тепловой схемы конденсатными насосами сетевых подогревателей 9. Потери  сетевой воды в коллекторах 24 и 25 покрываются с помощью воды, прошедшей сначала ХВО 36, затем насосом ХВО 22, поданную в вакуумный деаэратор 10, где она очищается от газов за счет тепла, поступающего из отбора от цилиндра низкого давления турбины 2. После деаэратора 10 подпиточная сетевая вода насосом 11 подается в регулятор подпитки 31, из которого она поступает  в цепь обратного водяного коллектора 25.

 

7.2. Схема отпуска теплоты с  ТЭЦ внешним потребителям на  коммунально-бытовые нужды.

 

Коммунально-бытовое потребление (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) получает теплоту от ТЭЦ с горячей водой. Отпуск горячей воды производится по закрытой схеме, показанной на рис.    Данная схема применяется в том случае, если конденсат потребителем не возвращается или возвращается загрязнённым, а очистка его не рентабельна. Отпуск теплоты потребителям производится из регулируемого отбора 1 турбины 2 с соответствующими параметрами, а резервирование предусматривается через редукционно-охладительнуюм установку (РОУ) из линии свежего пара, при этом теплота проходит через теплообменник 7,  называемый паропреобразователем. Конденсат греющего пара при этом сохраняется на электростанции и может быть повторно использован. Закрытая схема отпуска теплоты более дорога по сравнению с открытой из-за затрат на дополнительное оборудование и его эксплуатацию и менее экономичная, так как для получения потребляемого пара того же, как и в открытой схеме потенциала, требуется греющий пар более высоких параметров, что уменьшает выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

 

7.3  Схема присоединения тепловых  потребителей к тепловой сети.

 

В современных системах теплоснабжения тепловая нагрузка разнородная, то есть к одним и тем же тепловым сетям присоединяются одновременно системы отопления и горячего водоснабжения. Рассмотрим схему последовательного двухступенчатого совместного подключения систем горячего водоснабжения и отопления к закрытой тепловой сети.

Последовательная схема присоединения применяется при соотношении нагрузок Qгв/Qо <0,  так как в случае большей относительной нагрузки горячего водоснабжения нарушение температурного режима отапливаемых помещений из-за небаланса отопительной нагрузки компенсируется значительно труднее. В этой схеме обе ступени подогрева водопроводной воды включены последовательно по отношению к системе отопления. Поток сетевой воды из подающей линии теплосети разветвляется на две части. Одна проходит через подогреватель верхней ступени ПВ, а другая—через регулятор расхода РР. В элеваторе Э отопительной установки оба потока смешиваются и направляются в отопительные приборы О. В часы максимальной нагрузки горячего водоснабжения вся или значительная часть сетевой воды проходит через подогреватель верхней ступени. При этом температура сетевой воды, поступающей на элеватор, снижается, что приводит к уменьшению отдачи теплоты на отопление здания. В периоды малой нагрузки горячего водоснабжения температура воды, поступающей в систему отопления, растет и компенсирует снижение юты при больших нагрузках горячего водоснабжения. Регулятор температуры РТ изменяет расход сетевой воды на элеватор Э в соответствии с нагрузкой горячего водоснабжения. В водоводяном подогревателе нижней ступени ПН, последовательно включенном после отопительной системы, происходит предварительный подогрев водопроводной воды тёплой сетевой водой, протекающей через обратный трубопровод системы отопления. В результате расход сетевой воды из подающей линии теплосети на верхнюю ступень ПВ подогревателя сокращается.

 

ПРИЛОЖЕНИЯ

 

П.1. Средние технологические нагрузки (относительные)

 

Месяц		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Годовое время использования максимума технологической нагрузки ,ч/год	4300-4600	1	0,92	0,81	0,65	0,59	0,57	0,55	0,56	0,63	0,75	0,88	0,95
	4700-5000	1	0,95	0,89	0,76	0,67	0,61	0,59	0,61	0,67	0,78	0,89	0,96
	5000-5300	1	0,97	0,92	0,77	0,68	0,64	0,63	0,65	0,71	0,83	0,91	0,97

 

 

П. 2 Укрупненные показатели максимального теплового потока на отопление жилых зданий (5 этажей и более)

 , Вт/м2

 

Расчетная температура для отопления , 0С *	-5	-10	-15	-20	-25	-30	-35	-40	-45	-50	-55
Здания постройки до 1985г.	65	70	77	79	86	88	98	102	109	115	122
То же после 1985г.	65	67	70	73	81	87	91	95	100	102	108