Расчет парогазового энергоблока с газовой турбиной ГТГ-110 и теплофикационной турбиной типа Т-135-7,7, страница 4

Относительная стабильность электроснабжения г. Новосибирска сохраняется в на­стоящее время благодаря межсистемным связям на напряжениях 500 и 220 кВ с энергосис­темами Кузбасса, г.г. Красноярска и Омска.

Учитывая то, что в ближайшие 10 лет общая электрическая мощность Новосибир­ских ТЭЦ–2 и ТЭЦ–3 из-за физического износа основного энергетического оборудования значительно уменьшится, величина установленной мощности НТЭЦ–6 в 730-750 МВт вполне обоснована.

Дефицит по теплу левобережной части города оценивается в размере 400-450 Гкал/ч. Прогнозируя дальнейшую ситуацию следует ожидать в ближайшей перспективе увеличение дефицита тепла, обусловленного строительством жилья и объектов инфра­структуры, а также постепенным выводом из эксплуатации энергетического оборудования на ТЭЦ-2, ТЭЦ-3.

Из сказанного следует, что тепловая мощность ТЭЦ-6 будет востребована в полном объеме по двум возможным вариантам:

Вариант I. ТЭЦ-6 покрывает базисную часть тепловых нагрузок, выдавая в отопи­тельный период постоянно для I варианта компоновки ПГУ - 400 Гкал/ч, для II варианта компоновки - 516 Гкал/ч тепла (температура сетевой воды в подающем теплопроводе по­стоянна и составляет 110°С), а пиковую часть тепловых нагрузок в размере 400 Гкал/ч по­крывает Кировская водогрейная котельная;

Вариант II. ТЭЦ-6 работает по температурному графику 150–70°С, покрывая и ба­зисную, и пиковую часть тепловых нагрузок в размере 400 Гкал/ч, т.е. в данном варианте ТЭЦ-6 должна иметь "своих" потребителей тепла в левобережной части города.

Первый вариант имеет преимущества перед вторым, так как имеет лучшие показа­тели по полезному использованию топлива (больше электроэнергии вырабатывается на тепловом потреблении).

В настоящей работе определены технико-экономические показатели только по пер­вому варианту, т.е. когда ТЭЦ покрывает базисную часть тепловых нагрузок.

3. Выбор расчетного режима

При проектировании новых установок на энергомашиностроительных заводах выбирается оптимальный расчетный режим работы теплофикационной установки и рассчитывается для этого режима её тепловая схема.[2]

Именно такой подход к решению задачи представлен в данной работе. Расчетный режим определяется здесь из условия оптимальной теплофикации применительно к вновь проектируемой энергетической установке.

В качестве расчетного принят режим средней мощности за отопительный период, который определяется из теплофикационного графика нагрузок.

График тепловой нагрузки представлен на рис.3.1.

По графику тепловой нагрузки определяем:

·  средняя тепловая нагрузка за отопительный период: МВт (424Гкал/ч);

·  ТЭЦ выдает 465,2МВт (400Гкал/ч) тепла;

·  средняя температура наружного воздуха за отопительный период: °C;

·  температура прямой сетевой воды: t_пс=78,2°C;

·  температура обратной сетевой воды: t_ос=42,8°C

4. Выбор основного энергетического оборудования

Выбор основного энергетического оборудования в соответствии с техническим за­данием и протоколом технического совещания по вопросу строительства ТЭЦ-6 от 03.06.98г. обусловлен выдачей необходимой электрической мощности в размере 730–750МВт и тепловой мощности в горячей воде в основном (график 110–70°С) режиме в раз­мере не менее 360Гкал/ч. При этом покрытие пиковой части тепловой нагрузки преду­сматривается водогрейными котлами Кировской котельной, которая должна быть рекон­струирована для работы в пиковом режиме [1].

К рассмотрению были приняты два варианта состава основного энергетического оборудования (см. таблицу 4.1).

Тепловая схема для этих вариантов представлена на рис.4.1.

Таблица 4.1.

Основное энергетическое оборудование.

№	Наименование основного энергетического оборудования	Вариант I		Вариант II
		Кол.	Тип, мощность	Кол.	Тип, мощность
1	газотурбинная установка с генератором	2	ГТГ-110 130МВт	2	ГТГ-110 130МВт
2	котел-утилизатор	1	430т/ч двухкорпус­ный	1	440т/ч двухкорпус­ный
3	паровая турбина с генератором	1	Т-150-7,7 135МВт	1	Т-140-6 140МВт