Таблица 1.6.
| №№ ВПУ | Кол-во и тип оборудования | Поверх-ть нагрева, м2 | Избыточное давление, кгс/см2 | Температура Со | Расход воды т/ч | Гидравл. соспротив. трубной системы м.вод.ст. | Кол-во труб в трубном пучке | ||
| в труб. системе | в корпусе | на входе | На выходе | ||||||
| №1 | 3хПСВ-315-14-23 | 4,8 | |||||||
| 1хПСВ-500-14-23 | |||||||||
| №2 | 4хПСВ-500-14-23 |
Диаметр трубок 19х1
Максимальная температура пара -4000С для всех типов подогревателей.
Пиковые водогрейные установки Таблица 1.7.
| ВПУ-1 | Отглушенные трубки | ВПУ-2 | Отглушено трубок | ||||
| Всего | Вход | Выход | всего | вход | выход | ||
| ПБ N1 | - | - | - | ПБ N1 | |||
| ПБ N2 | - | - | - | ПБ N2 | |||
| ПБ N3 | ПБ N3 | ||||||
| ПБ N4 | ПБ N4 | ||||||
| резерв | новый | Резерв |
1.3. Схема технического водоснабжения ТЭЦ
Существующая система технического водоснабжения ТЭЦ - оборотная.
В качестве охладителя используется башенная градирня с капельным орошением. Циркуляция воды в оборотном контуре производится с помощью циркуляционных насосов D-3200-33-2, установленных в циркуляционной насосной расположенной рядом с градирней. Циркводоводы выполнены из стальных труб, наземной прокладки.
Оборотная система работает по следующей схема:
Охлажденная в градирне вода поступает в циркуляционные водоводы охлажденной воды диаметром 1000 мм и в самотечный канал 2200/2200мм. на глубине 5 метров.
Градирня расположена с геодезическим превышением над конденсаторами, газоохладителями генератора, и маслохлодителями турбин, но подача охлаждающей воды на них производится под действием принудительного напора после циркуляционных насосов. Прошедшая через все теплообменники вода поступает в циркводовод и самотечный канал. И уже по циркводоводу насосами подается на градирню.
|
|
Проектная охлаждающая способность градирни 10000 м3/час.
1.4. Технологическая схема и структура мощностей ТЭЦ
Принципиальная схема работы ТЭЦ заключается в следующем: поступающее топливо, сгорая в котлах, отдает высвобождаемою теплоту питательной воде, превращая ее в перегретый пар. Пар, вращая ротор турбины, вырабатывает электроэнергию, после чего, часть пара конденсируется в конденсаторе турбоагрегата ст.№№ 4,6 часть идет потребителям в виде промышленного пара 8-13 ата. Также из турбоагрегата ст.№№ 4,6, по мере отработки, пар отбирается для отпуска на производство и для нагрева сетевой воды, отпускаемый для отопления и горячего водоснабжения.
Электрическая энергия от генераторов может отводиться через систему шин 10,5 кВт прямым потребителям ТЭЦ (таким как; АЗФ ОАО ТНК «Казхром», ОАО «АЗХС») или через повысительные электрические трансформаторы линиями электропередачи высокого напряжения 35 и 110 кВт для выдачи в энергосистему.
Установленная мощность ТЭЦ составляет:
Электрическая - 102 МВт
Тепловая - 1139 Гкал/ч
Располагаемая мощность составляет:
Электрическая - 71 МВт
Тепловая - 791,6 Гкал/ч
Среднечасовой расход топлива на котел составляет 8600 м3/ч при средней паропроизводительности 116 т/ч.
1.5. Тепловая схема ТЭЦ. Схема выдачи тепла.
Тепловая схема ТЭЦ выполнена по секционному принципу с поперечными связями по пару.
|
|
В тепловой схеме ТЭЦ потери восполняются питательной водой получаемой после очистки установкой обратного осмоса и H- катионирования.
Схема теплоснабжения города выполнена по закрытому принципу, с температурным графиком 150-70 оС.
Схема горячего водоснабжения закрытая с подпиткой из теплосети.
Выдача тепла осуществляется по двум направлениям:
на АЗФ по магистрали из трубы dу = 800 мм,
на теплоснабжение города по магистрали из труб dу = 800 мм.
Отпуск тепла на город выполнен по коллекторной схеме с секционирующими задвижками.
1.6. Водогрейная котельная
Предназначена для подогрева сетевой воды используемой на нужды централизованной системы теплоснабжения города. Подогрев воды осуществляется в пяти водогрейных котлах за счет тепла образуемого при сжигании природного газа или мазута. Допускается одновременное использование двух указанных видов топлива.
Циркуляция сетевой воды в котлах обеспечивается группой (6 насосов) сетевых насосов типа ЦН-1000-150, установленных непосредственно в здании водогрейной котельной.
Подача исходного воздуха и удаление продуктов сгорания производится тягодутьевыми механизмами (по одному вентилятору дутья и одному дымососу на каждый котел). Выброс продуктов сгорания в атмосферу осуществляется через 150 – метровую железобетонную дымовую трубу.
Электропитание механизмов собственных нужд водогрейной котельной осуществляется от двух взаиморезервирующих трансформаторов 10,5/6,3кВ, установленных на открытой подстанции в непосредственной близости от здания водогрейной котельной. Внутри здания размещены аккумуляторная батарея для питания аварийного освещения и распределительные устройства 6,3/0,4 кВ.
|
|
Основные характеристики водогрейных котлов представлены в таблице 1.8.
Водогрейные котлы Таблица 1.8.
| Наименова-ние котла | Станционный номер котла | ||||||||||
| Тип котла | ПТВМ-100 | КВГМ-100 | КВГМ-100 | КВГМ-100 | КВГМ-100 | КВГМ-100 | |||||
| Год ввода в эксплуата-цию | |||||||||||
| Номинальная теплопроизв, Гкал\час | |||||||||||
| Расчет.рас-ход сетев. воды, т\час | |||||||||||
1.7. Насосная горячего водоснабжения
Предназначена для поддержания заданного гидравлического режима работы системы теплоснабжения города. Насосная горячего водоснабжения включает в себя комплекс зданий и сооружений:
В здании насосной установлены четыре вакуумных деаэратора типа ДВ-800, производительностью 800 тонн в час каждый и предназначены для удаления растворенного в воде кислорода и, частично, углекислоты в целях снижения коррозийной активности подпиточной воды и увеличения межремонтного периода трубопроводов системы теплоснабжения.
Подача подпиточной воды в систему теплоснабжения города осуществляется четырьмя насосами подпиточной воды типа Д-350-60 общей производительностью 1200 т/ч и одним насосом типа Д-1600 производительностью 1600 т/ч.
Два металлических наземных аккумуляторных бака химочищенной деаэрированной (подпиточной) воды, объемом 10000 м3 каждый предназначенные для хранения запаса химически подготовленной воды.
Два полуподземных железобетонных бака-резервуара запаса исходной (водопроводной) воды объемом по 5000 м3 каждый, предназначенные для хранения аварийного запаса исходной воды на случай непредвиденных ситуаций (резкое увеличение потерь воды в системе теплоснабжения, аварийных ситуаций у поставщика исходной воды и т.п.).
Отпуск тепловой энергии от водогрейной котельной осуществляется по трассе «Водогрейная котельная» – «Насосная горячего водоснабжения» – «Повысительная станция теплосети».
1.8. Цех химической подготовки воды
В цехе смонтированы три системы химической обработки воды: ХВО №1, ХВО №2 и УОО (установка обратного осмоса).
Химводоочистка №1 – предназначена для питания паровых котлов. В схему ХВО №1 входят Н-, Nа-катионитовые фильтры 1 и 2 ступени, насосы химически очищенной воды, насосы декарбонизированной воды, баки запаса воды.
Химводоочистка №2 предназначена для подпитки теплосети. ХВО №2 работает по схеме: Н-катионирование в холодном режиме, декарбонизация. В схему ХВО №2 входят: Н-катионитовые фильтры, баки умягченной воды, кислотный узел, насосное хозяйство.
УОО – предназначена для питания паровых котлов.
Вспомогательное оборудование цеха:
баки соляной и серной кислоты;
насосы перекачки аммиака и гидразина.
Перечень оборудования ХВО-1
Таблица 1.9.
| Поз | Обозначение | Тип | Кол. | Примечание |
| 1. | Механические фильтры | 5 шт. | Q=70 т/ч | |
| 2. | Бак нейтрализации | 1 шт. | V=1000 м3 | |
| 3. | Насосы бака нейтрализации | Х150/125 | 2 шт. | Q=197 т/ч |
| 4. | Н-катионитные фильтры | 8 шт. | Q=460 т/ч | |
| 5. | Nа-катионитные фильтры 1 ст. | 6 шт. | Q=160 т/ч | |
| 6. | Nа-катионитные фильтры 2 ст. | 6 шт. | Q=160 т/ч | |
| 7. | Баки декарбонизированной воды | 2 шт. | V=400 м3 | |
| 8. | Декарбонизаторы №1, №2, №3, №4, №4а | 5 шт. | Q=100 т/ч | |
| 9. | Декарбонизатор №5 | 1 шт. | Q=200 т/ч | |
| 10. | Баки ХОВ | 4 шт. | V=200 м3 | |
| 11. | Цистерны хранения серной кислоты | 2 шт. | V=17 м3 V=10 м3 | |
| 12. | Баки хранения кислоты | 1 шт. | V=120 м3 | |
| 13. | Баки хранения кислоты | 2 шт. | V=70 м3 | |
| 14. | Баки-мерники серной кислоты | 2 шт. | V=7 м3 | |
| 15. | Баки крепкого раствора соли №1, №2 | 2 шт. | V=10 м3 | |
| 16. | Баки крепкого раствора соли №3 | 1 шт. | V=60 м3 | |
| 17. | Цистерны хранения аммиачной воды | 4 шт. | V=30 м3 | |
| 18. | Бак приготовления фосфатного раствора | 1 шт. | V=5 м3 | |
| 19. | Насосы декарбонизированной воды | Х280/90 | 3 шт. | Q=280 т/ч |
| 20. | Насосы ХОВ | Х280/90 | 3 шт. | Q=280 т/ч |
| 21. Н | Насосы АЗХС | 4К6 | 2 шт. | Q=45 т/ч |
| 22. В | Вакуумный насос | РМК-3 | 1 шт. | |
| 23. | Кислотные насосы | 4К6 | 2 шт. | Q=45 т/ч |
| 24. Ф | Фосфатный насос | 4К6 | 1 шт. | Q=45 т/ч |
| 25. Н | Насосы правобережной воды | 2 шт. | Q=100 т/ч | |
| 26. А | Аммиачный насос | 4К6 | 1 шт. | Q=45 т/ч |
| 27. | Аммиачный насос-дозатор | НД40/25 | 2 шт. | 40л/ч |
| 28. Т | Солевой гидроэлеватор | 1 шт. | ||
| 29. К | Кислотный эжектор | 2 шт. | ||
| 30. | Баки-мерники аммиачного раствора | 2 шт. | V=2 м3 |
Перечень оборудования ХВО-2 Таблица 1.10.
| Поз | Обозначение | Тип | Кол. | Примечание |
| 1. | Баки пермеатные | 4 шт. | V=300 м3 | |
| 2. | Баки промывочной воды на УОО | 2 шт. | V=16 м3 | |
| 3. | Баки комплексона и бак концентрированного раствора | 3 шт. | ||
| 4. | Баки раствора соли | 2 шт. | V=200 м3 | |
| 5. | Баки щелочи | 2 шт. | V=120м3 V=40м3 | |
| 6. | Баки нейтрализации | 3 шт. | V=400 м3 | |
| 7. | Nа-катионитные фильтры | 2 шт. | Q=160 т/ч | |
| 8. | Н- катионитные фильтры | 6 шт. | ||
| 9. | Декарбонизатор | 4 шт. |
1.9. Мазутное хозяйство ТЭЦ
Предназначено для приема, разгрузки, хранения, подготовки и подачи на котлоагрегаты топочного мазута.
Мазутное хозяйство состоит из:
приемно-сливной эстакады на 26 железнодорожных цистерн;
двух приемных резервуаров по 500 м3 каждый;
пяти перекачивающих насосов погружного типа производительностью 500м3 каждый для перекачки мазута из приемных резервуаров в основные.
Для хранения мазута смонтированы два железнодорожных резервуара полуподземного типа по 5000м3 каждый и два наземных металлических резервуара объемом 10000 м3 каждый.
Для подачи мазута смонтированы четыре насоса 1-го подъема типа 6НК9х1 производительностью 120м3, три насоса 2-го подъема типа 5Н5х4 производительностью по 90м3 с напором 320 метров столба жидкости, смонтированы фильтра в количестве 8 шт. для очистки мазута от механических примесей и четыре мазутных подогревателя.
Для подачи мазута смонтирована эстакада паромазутопроводов длиной 650 метров, на которой проложены два напорных мазутопровода D=150 мм, трубопровод рециркуляции D=89 мм, паропровод D=219 мм, трубопроводы отопления и другие технологические трубопроводы.
Для поддержания противоаварийного режима для мазутного хозяйства смонтированы две пожаронасосные, два бака для пенообразователя и два аккумуляторных бака для воды.
Электропитание осуществляется от 3-х трансформаторов 6,3/0,4кВ и распредустройств расположенных внутри здания мазутной насосной.
1.10. Газовое хозяйство
Природный, попутный газ поступает на ТЭЦ с городских распределительных станций (ГРС) по газопроводу dу = 300 мм на газораспределительный пункт 1 и 2 на территории станции, где давление редуцируется с 0,6 до 0,05 МПа, и подается в котельный цех и водогрейную котельную.
1.11. Технико-экономические показатели работы «Актобе ТЭЦ» АО «АПК».
| Наименование показателя | 2011 г |
| Выработано э/э (тыс.кВт.ч) | 621 687 |
| Отпущено э/э (тыс.кВт.ч) | 504 323,273 |
| Выработано т/э (Гкал) | 3 412 850 |
| Отпущено т/э внешним потребителям (Гкал) | 1 863 706 |
| в т.ч.: отработавшим паром | 1 812 557 |
| Расход э/э на собственные нужды (тыс.кВт.ч): | 117 363,727 |
| на выработку э/э | 68 319,727 |
| на отпуск т/э | 49 044 |
| Установленная мощность на конец года: | |
| электрическая (кВт) | 102 000 |
| тепловая(Гкал/ч) | |
| Средняя за отчетный год рабочая мощность: | |
| электрическая (кВт) | 71 000 |
| тепловая (Гкал/ч) | 212,75 |
| Средняя за отчетный год рабочая тепловая мощность котельной (тн/ч) | 603,4 |
| Число часов использования установленной среднегод. электрической мощности (ч) | |
| Число часов использования установленной среднегод. тепловой мощности т/а (ч) | |
| Максимум нагрузки: | |
| электрической (кВт) | 112 000 |
| тепловой (Гкал/ч) | |
| Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию (г/кВт.ч) | 418,7 |
| Удельный расход условного топлива на отпущенную тепловую энергию (кг/Гкал) | 184,4 |
2. Составление и расчет тепловой схемы ТЭЦ
В работе определение тепловых нагрузок производится с использованием рекомендации норм проектирования [1] и данных годовых отчетов по АктобеТЭЦ.
По нормам проектирования, утечки воды из тепловой сети составляют 0,5 % от объема тепловых сетей. Объем тепловых сетей определяется по укрупненным показателям с учетом присоединенных потребителей:
Vтс = (A1 + A2)·(Qмакотв + Qмакгвс); м3 (1)
где А1 – удельный объем наружных сетей, принять 8,6 м3/МВт;
А2 – удельный объем внутренних трубопроводов зданий, принять 26 м3/МВт.
Тогда с учетом (1) утечки воды из тепловой сети определяется по выражению:
Gут = 0,005·Vтс, т/ч (2)
Тепловые потери с утечкой воды из тепловой сети:
Qут = Gут·Cв·(tтсср – tхв)/3,6, МВт (3)
где Св = 4,19 кДж/(кг∙ºС) – теплоемкость воды; tтсср = 115 оС – средняя температура воды в тепловой сети; tхв = 5 оС – температура холодной воды.
Максимальная тепловая нагрузка ТЭЦ с учетом (3):
Qмак = Qмакотв + Qмакгвс + Qут, МВт (4)
Для промышленно-отопительной ТЭЦ необходимо учесть и заданную нагрузку по производственному пару Dпр , т/ч.
При проверке выбора основного оборудования ТЭЦ необходимо учесть сезонность нагрузок и коэффициент теплофикации. Коэффициент теплофикации показывает долю теплофикационной нагрузки, покрываемой отборами турбины, т.е. основными сетевыми подогревателями (ОСП). Обычно для Казахстана в среднем коэффициент теплофикации можно принять αт = 0,5 – 0,55.
Нагрузка основных сетевых подогревателей:
Qосп = αт·Qмак, МВт (5)
Пиковая теплофикационная нагрузка:
Qпик = Qмак – Qосп, МВт (6)
По пиковой теплофикационной нагрузке выбираются пиковые водогрейные котлы.
Для выбора энергетических котлов, по характеристикам турбин определяются максимальные расходы пара на турбины (Dт) и суммарный расход пара на турбины:
Dо = ∑Dт, т/ч (7)
Суммарная паровая производительность котлов:
Dка = (1 + α + β)·Do, т/ч (8)
где α = 0,02 – коэффициент учитывающий утечки пара: β = 0,03 – коэффициент учитывающий расход пара на собственные нужды.
По суммарной паропроизводительности котлов, параметрам пара и вида топлива выбирается марка и количество энергетических паровых котлов.
После проверки выбора основного оборудования составляем принципиальную расчетную тепловую схему ТЭЦ. В принципиальной расчетной тепловой схемы ТЭЦ необходимо показать:
1. Покрытие внешних тепловых нагрузок;
2. Подготовка, подогрев и деаэрация подпиточной воды тепловых сетей;
3. Подготовка, подогрев и деаэрация подпиточной воды цикла ТЭЦ;
4. Использование встроенных пучков конденсаторов турбин;
5. Подготовка, подогрев и деаэрация подпиточной воды турбин Р при их установке;
6. Покрытие пиковой теплофикационной нагрузки;
7. Использование тепла пара и воды расширителей непрерывной продувки (РНП);
8. Подача пара на мазутное хозяйство.
На рис.1. показана принципиальная расчетная тепловая схема ТЭЦ.
В тепловой схеме Актюбинской ТЭЦ произведена замена турбины Р-14-29/10 на паровую турбину типа ПТ-29/35-10. При этом дополнительной установки котлов не требуется, т.к. паропроизводительности котлов с давлением острого пара Р = 3 МПа будет достаточно. При этом турбина типа Р-22-90/35 будет выдавать пар в паровую магистраль 3 МПа.
Из производственных отборов турбин ПТ-29/35-10 и противодавления турбин Р-6-35/10, пар подается в паровую магистраль 1 МПа и с магистрали на производство. Пар из производственного отбора турбины ПТ-25-90/13 подается в паровую магистраль 1,3 МПа. Из теплофикационных отборов турбин типа ПТ-29/35-10 и ПТ-25-90/13 пар подается на сетевые подогреватели. Принципиальная тепловая схема Актюбинской ТЭЦ после реконструкции представлена на рис.1.
Расчет тепловой схемы ТЭЦ производим по 4-м характерным режимам:
I - максимально-зимний, соответствует расчетной температуре наружного воздуха для отопительной нагрузки;
II - холодного месяца или аварийный, соответствует средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца; по нагрузке данного режима проверяют количество энергетических котлов;
III - средне-отопительный, соответствует средней температуре наружного воздуха за отопительный период, по данному режиму выбираются теплофикационные турбины;
IV - летний, отсутствует отопительная и вентиляционная нагрузка.
Расчет заключается в определении потоков пара, необходимых на внешние и внутренние потребители. Как правило, к внешним относятся технологические потребители, использующие пар 10-13 кг/см2, а к внутренним - теплофикационная установка: сетевые подогреватели, деаэраторы, теплообменники, включенные по сетевой или подпиточной воде.
Для ТЭЦ не рассчитываются регенеративные подогреватели питательной воды, так как расходы пара на них учитываются в общем расходе пара на турбину, принимаемого по диаграмме режимов каждой турбины. В расчете надо только определить поправки на изменение мощности турбины из-за неучтенных потоков пара (например, при неполном возврате конденсата от производственного потребителя, восполнение потерь осуществляется обессоленной водой или дистиллятом испарителя, подогрев которых производится за счет дополнительного расхода пара на деаэратор 6 ата).
Расчет заканчивается сведением балансов пара всех параметров по всем источникам и потребителям и определением электрической мощности турбин по режимам. Расчеты режимов работы теплофикационных турбин проводим с использованием диаграмм режимов.
Расчет тепловых потоков и сведение тепловых балансов ТЭЦ ведем в табличной форме с использованием средств вычислительной техники, таблицы 1 и 2.
Расчет тепловой схемы ТЭЦ
Расчет тепловой схемы ТЭЦ выполняется для составления парового баланса, позволяющего определить потребную мощность паровых котлов и проверить целесообразность и эффективность принятого к установке основного оборудования.
По расчетной тепловой схеме уточняются потребители пара энергетических паровых котлов. Обычно это паровые турбины и редукционно-охладительные установки (РОУ). Расход свежего пара на паровые турбины определяется по заводским диаграммам режимов, которые учитывают все расходы пара, в том числе на регенеративный подогрев и деаэрацию питательной воды, потери пара и конденсата. Расход пара на РОУ определяется с учетом впрыска охлаждающей воды. Обычно РОУ устанавливаются при недостаточной мощности производственных отборов турбин ПТ и отопительных ТЭЦ для подачи пара на мазутное хозяйство и другие собственные нужды.
Расчет тепловой схемы выполняется для четырех характерных режимов работы ТЭЦ, которые определяют выбор основного и вспомогательного оборудования.
I-режим. Это максимально-зимний режим, соответствующий расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления, tрн, оС. При этом отопительная нагрузка максимально-зимняя, по технологическому пару максимально-суточная, а по горячему водоснабжению среднечасовая за неделю. По первому режиму определяется максимальная выработка тепловой энергии на ТЭЦ и, следовательно, суммарная мощность устанавливаемых энергетических паровых котлов.
II-режим. Это расчетно-контрольный режим, соответствующий средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца, tхмн, оС. Этот режим просчитывается при условии остановки одного наиболее мощного парового котла ТЭЦ.
При этом на ТЭЦ должны быть обеспечены:
- максимально-длительная отдача пара на производство;
- средняя за самый холодный месяц отдача тепла на отопление;
- среднечасовой за неделю расход тепла на горячее водоснабжение (ГВС).
Для ТЭЦ работающих в энергосистеме допускается снижение электрической нагрузки на величину мощности одного из наиболее мощных турбоагрегатов.
Второй режим определяет число и единичную мощность устанавливаемых на ТЭЦ энергетических и водогрейных котлов.
III-режим. Это средне-отопительный режим, который рассчитывается при средней за отопительный период температуре наружного воздуха tсрн и соответствующих отопительных нагрузках. При этом нагрузка по пару на производство принимается максимально суточной, а по ГВС среднечасовой за неделю.
IV-режим. Это летний режим, когда отсутствует отопительная нагрузка. Нагрузка по технологическому пару принимается летней максимально-суточной, а по ГВС среднечасовой за неделю.
Для удобства расчета тепловой схемы все расчеты производятся в табличной форме параллельно для всех четырех режимов. При этом предварительно необходимо определить максимальные тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию, на горячее водоснабжение и расход пара на производство. Максимальные нагрузки нужно пересчитать по режимам. Далее производится расчет расходов пара на собственные нужды ТЭЦ и подсчитывается потребная выработка пара от паровых котлов. После этого составляется пароводяной баланс работы ТЭЦ.
Пересчет тепловых нагрузок ТЭЦ по характерным режимам
I-режим, максимально-зимний, при tрн. Для этого режима нагрузки принимаем максимальные на отопление и вентиляцию, а также на ГВС, МВт:
QIотв = Qмакотв + Qут – Qподп,
QIгвс = Qмакгвс ,
QI = QIотв + QIгвс
здесь Qподп тепло вносимое с подпиточной химочищенной водой:
Qподп = Gут·Cв·(tхов – tхв)/3,6, МВт
где Св = 4,19 кДж/(кг∙оС) – теплоемкость воды; tхов = 40 оС – средняя температура воды после ХВО; tхв = 5 оС – температура холодной воды.
II-режим, расчетно-контрольный, при tхмн, МВт:
QIIотв = QIотв∙[(tвн – tхмн)/(tвн – tрн)]
QIIгвс = Qмакгвс ,
QII = QIIотв + QIIгвс
III-режим, средне-отопительный, при tсрн, МВт:
QIIIотв = QIотв∙[(tвн – tсрн)/(tвн – tрн)]
QIIIгвс = Qмакгвс ,
QIII = QIIIотв + QIIIгвс
IV-режим, летний, МВт:
QIV = Qмакгвс∙[(tгв – tлетохв)/(tгв – tзимахв)]
где температура горячей воды tгв = 60 оС;
температура холодной воды: летом tлетохв = 15 оС; зимой tзимахв = 5 оС.
Расчетные данные сводятся в таблицу.
По данным расчета уточняется выбор основного оборудования, т.е. производим проверку возможности покрытия нагрузок расчетно-контрольного режима (II–режима) при аварийном останове одного котла. Также строится температурный график тепловой сети.
Расчет расходов пара и тепла на собственные нужды
Расход пара на собственные нужды (СН) складывается из расходов пара на мазутное хозяйство, на подогрев и деаэрацию подпитки цикла и тепловой сети. Для определения расхода пара на мазутное хозяйство определяем суммарный расход мазута по ТЭЦ на растопку энергетических котлов и на пиковые водогрейные котлы.
Расход мазута на растопку энергетических котлов
Вэк = Dраст∙(hпе – hпв)/Qм∙ηка, т/ч
где по нормам расход мазута рассчитывается при одновременной растопке двух котлов с 30% производительностью, т.е. Dраст = 0,3∙2∙Dка, т/ч; энтальпии пара hпе и воды hпв определяются по таблицам воды и пара; теплотворность мазута Qм = 39930 кДж/кг; КПД котла ηка определяется по его заводским данным.
Расход мазута на пиковые водогрейные котлы (ПВК)
Впвк = 3600∙Qпвк/Qм∙ηпвк, т/ч
Часовой расход мазута на ТЭЦ
Вм = Вэк + Впвк, т/ч,
Расчетный суточный расход мазута
Всут = 20∙Вэк + 24∙Впвк, т/сут,
Расход пара на мазутное хозяйство ТЭЦ
Для слива из ж/д цистерн, мазут разогревается до температуры 60 оС, с помощью подачи пара с параметрами Р = 1 МПа, t = 200 оС.
Количество одновременно сливаемых цистерн nждц принимается в зависимости от расхода мазута в пределах nждц = 15 ÷ 20.
Расход пара на слив ж/д цистерн
Dсл = nждц∙[0,636 – 0,0106∙(tнi)], т/ч
расчет производится по четырем режимам, т.е.
DIсл = nждц∙[0,636 – 0,0106∙(tрн)]
DIIсл = nждц∙[0,636 – 0,0106∙(tхмн)]
DIIIсл = nждц∙[0,636 – 0,0106∙(tсрн)]
DIVсл = nждц ∙[0,636 – 0,0106∙(tлетон)]
Расход пара на подогрев мазута в резервуарах МХ (расчет производится по четырем режимам)
Dпод = nрез[2,3 – 0,0288(tнi)], т/ч
Расход пара на разогрев мазута при подаче в котельную (расчет производится по четырем режимам)
DIраз = 0,062∙Вм, т/ч,
DIIраз = DIраз , т/ч,
DIIIраз = DIраз , т/ч,
DIVраз = 0,8∙ DIраз , т/ч,
Суммарный расход пара на мазутное хозяйство ТЭЦ (расчет производится по четырем режимам)
Dмх = Dсл + Dпод + Dраз , т/ч
Потери конденсата пара на мазутное хозяйство (расчет производится по четырем режимам)
Gмхп = 0,2∙Dмх , т/ч
Все расчеты сведем в таблицы.
