В этом случае часть сетевой воды в количестве до 2170 т/ч проходит через теплофикационные установки, а остальная часть с расходом 7830 т/ч перепускается без подогрева помимо теплофикационных установок ТЭС в трубопровод прямой сетевой воды за теплогенерирующими установками ТЭС. При смешении потоков холодной и нагретой сетевой воды температура сетевой воды составит 83 оС, что также не обеспечивает заданные условия отпуска тепловой энергии от ТЭС. Однако такая организация схемы не требует кардинальных изменений в существующей системе теплоснабжения, кроме как, организации дополнительных перемычек для перераспределения циркулирующей сетевой воды в системе. Существенным недостатком данной схемы организации теплоснабжения может явиться то, что в этом случае, как бы, отсутствует достаточный резерв тепловой мощности при возникновении аварийных ситуаций. Однако существенным положительным аспектом остается то, что существующие котлы котельной остаются в режиме несения базовой нагрузки.
3. Вариант независимой схемы включения циркуляции сетевой воды после насосов в структуре системы теплоснабжения ТЭС.
Системы генерации тепловой мощности ТЭС и существующей котельной работают независимо друг от друга в параллель. Насосы выполняют роль подкачивающих (подпорных) насосов в общей структуре циркуляции в сети. Предложенная по данному варианту схема имеет несомненные значительные преимущества в организации общей структуры теплоснабжения потребителей. Схема обладает значительным резервом мощности и взаимозаменяемости генерирующих установок для летнего режима теплоснабжения для нужд горячего водоснабжения внешних и внутренних потребителей.
Компоновка главного корпуса, представлена на листах 26 и 27.
Каркас главного корпуса представляет собой двухпролетную раму. Общий размер корпуса в плане 132 х 69 метра, шаг колонн 6 метров.
В рядах "А"–"Б" пролетом 33 метра размещаются две газотурбинные установки (ГТУ) и две паротурбинные установки (ПТУ) со своим вспомогательным оборудованием. Расположение газотурбинных установок – продольное, паротурбинных установок – поперечное. Отметка обслуживания ПТУ – +10,2 метра, отметка ГТУ – 0,00 м. Для их обслуживания предусматривается мостовой электрический кран грузоподъемностью 50/12,5 т.с. В постоянном торце располагается ремонтная площадка. Вдоль ряда "А" выполнен автомобильный проезд. Для обеспечения
норм по шуму, ГТУ установлена в специальном контейнере, а во всасывающем и выхлопном трактах установлены шумоглушители.
В рядах "Б"–"В" пролетом 27 метра располагаются два паровых котла-утилизатора вертикального типа на одной оси с выхлопом ГТУ. Здесь же размещаются расширители непрерывной и аварийной продувки котла, бак слива из котлов с насосами, помещения РТЗО и ПТК, а так же площадки для размещения БРОУ, РОУ. Сброс уходящих газов после каждого котла-утилизатора направляется в свою дымовую трубу высотой 80 метров, которая опирается на каркас котла. В осях 8 – 16 размешена циркуляционная насосная станция. Вне здания вдоль ряда "В" выполнен автомобильный проезд.
Со стороны ряда “A” предусматривается пристройка пролетом 9 метров, в которой размещаются: на первом этаже – кабельный этаж, на втором этаже – помещения электротехнических устройств, на третьем этаже – оборудование систем вентиляции и кондиционирования, а так же комплексные воздухоочистительные установки (КВОУ).
Расчетная схема показана на рис. 4.4.1.
Рис.4.4.1
Рассматривается схема блока с включением одной газовой турбины MS6001B, одного котла-утилизатора и одной паровой турбины. На станции предусматривается установка двух блоков.
Подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях паротурбинных установок и ВВТО котлов-утилизаторов.
Тепло отводится из цикла в конденсационной установке паровой турбины и воздушной конденсационной установке. Для обеспечения работоспособности установки при низкой температуре наружного воздуха предусматривается организация дополнительного контура охлаждения с антифризом. Это приводит к повышению температуры охлаждающей воды в летний период и некоторому снижению мощности паровой турбины.
Восполнение потерь основного конденсата осуществляется путем подачи в конденсатор ПТ обессоленной воды. Подогрев основного конденсата производится в газовых подогревателях конденсата, теплообменные поверхности которых находятся в котле-утилизаторе. В схеме предусмотрена блочная установка деаэратора давлением 0,55 МПа.
ТЭС обеспечивает нагрузку горячего водоснабжения г. Ноябрьска 80 Гкал/ч летом и отопительную нагрузку 130 Гкал/ч зимой. Таким образом, предполагается работа ПТУ в теплофикационном режиме в течение года.
В расчетах приняты следующие значения тепловой нагрузки и параметры сетевой воды.
|
№№ пп |
Наименование показателей |
Значение показателей |
||||
|
1 |
Температура наружного воздуха, оС |
-46 оС |
-25оС |
-8оС |
+15оС |
+30оС |
|
2 |
Тепловая нагрузка, Гкал/ч |
130,0 |
113,6 |
99,1 |
80,0 |
80,0 |
|
3 |
Температура обратной сетевой воды, оС |
70 |
60 |
52,5 |
45 |
45 |
В таблице указана расчетная максимальная тепловая нагрузка станции. В режиме при минус 46 оС максимальная расчетная температура подогрева сетевой воды принята 130 оС.
Расчет схемы ПГУ проводился с использованием программы «Проектировщик ПГУ». В блоке исходных данных задавались характеристики газовой турбины MS6001B. Далее проводился балансовый расчет котла-утилизатора с определением паропроизводительности контуров ВД и НД. После расчета КУ проводился расчет мощности паровой турбины при максимальной теплофикационной нагрузке.
Для определения возможности покрытия электрической и тепловой нагрузки были проведены расчеты балансов пара и электрической мощности электростанции.
Расчеты выполнены для пяти характерных режимов:
− расчетного зимнего tвн = -46 оС;
− режима при средней температуре 3-х зимних месяцев tвн = -25 оС;
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.