2.2. Выбор основного оборудования тэц

Определим расходы теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС при средней температуре наружного воздуха за отопительный сезон.

Согласно [3]

Тогда расход теплоты на отопление жилых и ОАЗ:

Расход теплоты на вентиляцию ОАЗ:

Так как - температура, принятая за расчетную при проектировании вентиляции, отличается от , ее необходимо определить по [1] стр. 433; ;

Расход теплоты на ГВС

Расход теплоты из теплофикационных отборов турбин составляет:

Выбор основного оборудования ТЭЦ начинают с выбора турбин. При проектировании ТЭЦ, работающей в энергосистеме, мощность и тип теплофикационных турбин определяются, главным образом, тепловой нагрузкой, т.е. графиками тепловой нагрузки и параметрами теплоснабжения. Недостаток электрической энергии для снабжения потребителей удовлетворяется за счет энергосистемы и, наоборот, избыточная электроэнергия от ТЭЦ направляется в систему.

Потребление тепла от ТЭЦ в общем случае производится на:

а) технологические цели производства;

б) отопление и вентиляцию жилых и производственных помещений;

в) горячее водоснабжение для бытовых нужд и для нужд производства.

Отпуск тепловой энергии от ТЭЦ на технологические цели производства осуществляется обычно в виде пара из отборов или противодавления турбин.

Характер графика тепловой нагрузки определяет тип и мощность теплофикационных турбин. При равномерном графике следует принимать к установке на ТЭЦ противодавленческие турбины, как наиболее простые, дешевые и экономичные по сравнению с другими типами турбин. При колеблющемся характере тепловых нагрузок требуется установка турбин с регулируемыми отборами пара, которые позволяют более гибко удовлетворять потребности в электрической и тепловой энергии потребителя. Рекомендуется следующая последовательность установки турбин на промышленных ТЭЦ. В первую очередь необходимо устанавливать не более одной-двух турбин типа ПТ в начальный период ввода производственных мощностей данного промышленного района. Последующий рост тепловых нагрузок необходимо удовлетворять установкой противодавленческих турбин. Такой подбор оборудования обеспечит достижение минимума неэкономичной конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ и соответствующий рост экономии топлива.

Таким образом, базовая часть технологической нагрузки будет покрываться за счет противодавленческих турбин, пиковая часть – турбинами с регулируемыми отборами пара.

Вследствие того, что в нашем случае т.е. технологическая паровая нагрузка незначительная, отпуск пара на производство целесообразнее осуществлять через РОУ.

Поскольку , можно выбрать две теплофикационные турбины Т-50-130-6 [6] стр.29, [7] стр.148.

Основные технические характеристики турбины Т-50-130-6.

- мощность, кВт:

номинальная 50 000;

максимальная 60 000;

на конденсационном режиме 50 000.

- параметры свежего пара:

давление 12,8 МПа;

температура 565⁰С.

- расход свежего пара, т/ч:

номинальный 240;

максимальный 250.

- пределы регулирования давления в отборах, МПа:

верхнем отопительном 0,06 - 0,25;

нижнем отопительном 0,05 - 0,2.

- Нагрузка:

тепловая (номинальная),

- Номинальная температура подогрева питательной воды, 225 .

Поскольку то теплоты пара из отопительных отборов двух турбин Т-50-130-6 будет достаточно.

При выборе производительности парогенераторов ТЭЦ необходимо руководствоваться следующими указаниями:

а) для блочных ТЭЦ, входящих в энергосистему, производительность и число парогенераторов выбирается по максимальному пропуску острого пара через турбину с учетом собственных нужд и запасом до 3%.

При выходе из работы одного блока оставшиеся, с учетом работы пиковых водогрейных котлов, должны обеспечить средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение;

б) для неблочных ТЭЦ, входящих в энергосистему, выбор парогенераторов производится по максимальному расходу пара с тем, чтобы при выходе из работы одного парогенератора оставшиеся, включая пиковые водогрейные котлы, обеспечили максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, при этом допускается снижение электрической мощности на величину до 10%.

Выбор энергетических котлов определяется максимальным расходам пара на турбины:

где максимальный расход пара на турбину Т-50-130,

- коэф. запаса по производительности; ;

- коэф. собственных нужд котельной,

Поскольку а ТЭЦ располагается в Западном Казахстане, выбираем к установке котлы типа Е-320-140-ГМ – Барнаульского котельного завода. [7] стр.119 или [8] стр.116.

Топливо – газ, мазут.

Количество энергетических котлов :

Предварительно выбираем к установке два энергетических паровых котла типа Е-320-140 ГМ.

Однако вследствие частого выхода из строя энергетических котлов их количество уточняется по ‬‬II - режиму (по ). В нашем случае уточняющий расчет количества котлов производиться не будет.

Для обеспечения надежности энергоснабжения выбираем к установке три энергетических паровых котла.

Предварительно выбираем количество и тип водогрейных котлов.

Предлагаем к установке два водогрейных котла типа КВГМ-100-150 [8] стр.122, т.к.,

Характеристика водогрейного котла:

типоразмер: КВ-ГМ-100-150

давление, ;

топливо: газ, мазут;

расход воды: 2460 / 1235 ;

кпд - 92%;

теплопроизводительность – 100

расчетная температура воды на выходе из котла - 150 .

Поскольку технологическая паровая нагрузка закрывается РОУ, рассчитаем расход свежего пара на РОУ,

- энтальпия редуцированного пара определяется по [5] по

- энтальпия свежего пара определяется по [5] по

- энтальпия питательной воды определяется по [5] по (см.стр. 3) и

Поскольку ТЭЦ работает изолированно, следовательно, без снижения электрической мощности.

Выбираем РОУ [10] стр. 452.

Технические характеристики РОУ:

производительность 25 ;

параметры свежего пара ;

параметры редуцированного пара .

Таким образом, на заданные тепловые нагрузки ТЭЦ предлагается вариант выбора основного оборудования:

три энергетических котла Е-320-140 ГМ;

две паровые теплофикационные турбины Т-50-130;

два водогрейных котла КВГМ-100-150;

одна РОУ: ; 137(560)/13 (250).

Рисунок 2.1 - Принципиальная тепловая схема ТЭЦ