Опорный конспект дисциплины «Источники и системы теплоснабжения предприятий», страница 20

На современных производственно-отопительных ТЭЦ в зависимости от структуры и уровня тепловых нагрузок помимо турбин типа ПТ могут дополнительно устанавливаться турбины типа Т с отопительными отборами и (или) типа Р с производственным противодавлением. К числу основных заводов-изготовителей теплофикационных турбин относятся:

·  Уральский турбинный завод (УТЗ, г. Екатеринбург)[25] – турбины мощностью 30…285 МВт. При наличии на предприятии паровых потребителей на две-три ступени давления (табл. 1.1) УТЗ выпускает турбины Тп-185/220-130-2 и Тп-185/220-130-4.

·  Силовые машины (СМ, г. Санкт-Петербург)[26] - турбины мощностью 25…185 МВт.

·  Калужский турбинный завод (КТЗ, г. Калуга)[27], входящий в состав компании СМ – турбины мощностью 0,5…30 МВт для производственных ТЭЦ небольших и средних предприятий.

Тип и количество энергетических котлов для производственно-отопительной ТЭЦ должен быть согласован с характеристиками устанавливаемых турбин по начальным параметрам пара и максимальному расходу пара на турбины с учётом необходимого отпуска технологического пара через РОУ и расчётного отпуска теплоты из регулируемых отборов. Дефицит отпуска теплоты между расчётной нагрузкой по сетевой воде и расчётным отпуском теплоты от турбин в тепловые сети собственных и сторонних потребителей должен быть обеспечен выбором ПВК с минимально возможным запасом по теплопроизводительности. Выбор энергетических котлов и ПВК целесообразно осуществлять с помощью Интернет-ресурсов по сайтам заводов-изготовителей:

·  Таганрогского котлостроительного завода «Красный котельщик» (ТКЗ, г. Таганрог)[28];

·  Производственного комплекса «СИБЭНЕРГОМАШ» (г. Барнаул)[29];

·  Подольского машиностроительного завода (ЗИО, г. Подольск)[30];

·  Дорогобужкотломаш (ДКМ, г. Дорогобуж)[31].

Затраты на восполнение потерь пара и конденсата на современных ТЭЦ могут составлять заметную часть себестоимости отпускаемой продукции, если доля возврата конденсата от собственных  и сторонних потребителей невелика. Сокращение указанных затрат возможно за счёт сохранения на ТЭЦ конденсата пара из регулируемых П-отборов турбин. Это возможно при использовании паропреобразовательных установок (ППУ) – рис. 2.3[32].

Рис. 2.3. Схема паропреобразовательной установки ТЭЦ

1, 2 – трубопроводы греющего и вторичного пара; 3 – пароперегреватель; 4 – испаритель; 5 – охладитель конденсата; 6 – охладитель продувки; 7 – подогреватель питательной воды ППУ; 8 – питательный насос ППУ; 9 – трубопровод пара от коллектора собственных нужд; 10 – деаэратор ППУ

ППУ состоит из пароперегревателей ПП 3, испарителей И 4 и охладителя конденсата греющего пара ОК 5. Умягчённая вода подогревается в охладителе продувки 6 испарителей, в подогревателе питательной воды 7 и после атмосферного деаэратора 10 догревается перед И в ОК. Вторичный (насыщенный) пар после И перегревается в ПП и направляется на технологические нужды потребителей. Греющий пар из отбора П турбины поступает в ПП на перегрев вторичного пара и далее в И на испарение питательной воды.

Конденсат греющего пара после ОК отводится в систему регенерации турбин ТЭЦ. В качестве греющего пара в деаэраторе 10 и подогревателе 7 целесообразно использовать вторичный пар, отбираемый после И, а деаэратор 10 одновременно использовать для подпитки тепловых сетей (рис. 2.1).

Давление греющего пара должно превышать давление вторичного пара на 0,2-0,35 МПа[33], что сопровождается соответствующим снижением выработки электроэнергии. Поэтому использование ППУ экономически оправдано в том случае, когда соответствующие инвестиции и потери от недовыработки электроэнергии окупаются экономией затрат, получаемой в результате замены обессоленной воды на умягчённую (в том числе замены пара от коллектора собственных нужд на деаэратор ППУ 10 вторичным паром).