Вопросы для самопроверки по разделу 2

1. Характерные особенности и общее в графиках технологического теплопотребления для различных отраслей промышленности.

2. Нормирование удельного теплопотребления по видам продукции и его использование при определении расчётных и годовых нагрузок проектируемого предприятия.

3. Особенности графиков нагрузки ГВС промпредприятий и ЖКХ.

4. Расчётное о годовое потребление теплоты на ГВС.

5. Как устанавливается расчётная температура наружного воздуха для отопления и вентиляции?

6. Требования СНиП 41-01-2003 к температуре наружного воздуха в начале (конце) отопительного периода.

7. Температура внутреннего воздуха в жилых, общественных и производственных помещениях при дежурном отоплении.

8. Расчётное и годовое потребление теплоты на отопление и вентиляцию.

9. Построение интегального графика тепловых нагрузок.

10. Влияние на вид интегрального графика применения общеобменной вентиляции с рециркуляцией.

11. Что представляет собой площадь под кривой интегрального графика?

12. Расчётный и годовой коэффициент теплофикации и их математическая взаимосвязь.

13. Зависит ли оптимальное значение расчётного коэффициента теплофикации от стоимости топлива?

Раздел 3. Источники теплоснабжения предприятий

Источники теплоснабжения предприятий можно разделить на три группы: теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), котельные и теплоутилизационные установки предприятий. Необходимо в каждой группе выделить составляющие их подгруппы, области рационального их применения и основные характеристики (схемные, конструктивные и режимные). Особое внимание следует обратить на парогазовые (ПГ) ТЭЦ и особенности их проектирования, ибо ускоренное строительство ПГ ТЭЦ обеспечивает инновационный путь развития энергеики и в соответствии с ЭС-2030 им принадлежит ведущая роль в повышении эффективности ТЭК страны.

3.1. ТЭЦ

ТЭЦ предприятий могут быть производственными и производственно-отопительными. Первые обеспечивают теплоснабжение только собственных потребителей, а вторые – собственных и сторонних потребителей. Производственно-отопительные ТЭЦ представляют собой наиболее распространённый вид ТЭЦ, который не имеет принципиальных отличий от производственных. Поэтому ниже буду рассмотрены только производственно-отопительные ТЭЦ.

По виду топлива и типу основного тепломеханического оборудования производственно-отопительные ТЭЦ могут быть паротурбинными, газотурбинными и парогазовыми на органическом или ядерном топливе [1, 3, 4, 6, 8]. В настоящее время и ближайшем будущем теплофикация будет развиваться преимущественно на органическом топливе, а строительство АТЭЦ даже для теплоснабжения крупных городов пока не планируется (ЭС-2030).

3.1.1. Паротурбинные тэц

Все технологические связи по преобразованным энергоносителям (пар и горячая вода) отображаются на развёрнутой тепловой схеме ТЭЦ, а её упрощение за счет однократного изображения дублирующегося оборудования (однотипных котлов, турбин, пиковых водогрейных котлов, сетевых подогревателей, сетевых и подпиточных насосов и т.д.) реализуется на принципиальной тепловой схеме.

На рис. 3.1 приведена принципиальная тепловая схема производственно-отопительной ТЭЦ с турбиной ПТ-140/165-130/15.

Рис. 3.1. Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной ТЭЦ

1 – паровая турбина типа ПТ-140/165-130/15; 2 – электрогенератор; 3 – паровой котёл; 4 – основной пучок конденсатора; 5, 6 – сетевые подогреватели ТФУ; 7 – сетевой насос 2-го подъёма; 8 – конденсатные насосы ТФУ; 9 – подпиточной деаэратор; 10 – подпиточный насос; 11 – конденсатный насос; 12 – охладитель пара основных эжекторов; 13-16 – подогреватели низкого давления; 17 – питательный деаэратор; 18-20 - подогреватели высокого давления; 21 – питательный насос; 22 - конденсатный насос регенеративных подогревателей; 23 – испарительная установка; 24 – насос ВПУ; 25 – насос дистиллята; 26, 27 - подающиё и обратный коллекторы тепловых сетей; 28, 29 – паровой и конденсатный коллекторы; 30 - конденсатный насос; 31 – РОУ; 32 – фильтр-грязевик; 33 – регулятор подпитки; 34 – пиковый водогрейный котёл; 35 - сетевой насос 1-го подъёма; 36 – ВПУ; 37 – встроенный пучок конденсатора

Обычно на ТЭЦ устанавливают не менее двух турбин ПТ-140/165-130/15, а на каждую турбину для номинальной загрузки – по два паровых котла типа Е-420-140-560 и два пиковых водогрейных котла (ПВК) типа КВ-ГМ-100 или КВ-ТК -100 в зависимости от вида основного топлива, сжигаемого на ТЭЦ (газ-мазут или уголь).

Турбина ПТ-140/165-130/15 по конструкции – одновальная двухцилиндровая (ЦВД и ЦНД), состоящая из трёх частей – высокого, среднего и низкого давления (ЧВД, ЧСД и ЧНД). В систему регенеративного подогрева питательной воды входят: четыре подогревателя низкого давления 13-16 (ПНД) и три – высокого давления 18-20 (ПВД), питательный деаэратор Д повышенного давления 17 (0,6 МПа); охладители основного эжектора и эжектора уплотнений, а также сальниковый подогреватель (условно объединены в подогреватель 12). Греющий пар на ПНД, ПВД и Д поступает из нерегулируемых отборов турбины. Пар в ЦВД и ЦНД поступает через регулирующие клапаны, а за турбиной охлаждается в конденсаторе, имеющем основной 4 и встроенный 37 пучки.

Технологический пар отбирается после ЧВД из производственного (регулируемого) отбора П турбины. Он поступает в паровой коллектор 28, из которого распределяется на нужды предприятия и сторонних потребителей, а обратный конденсат от потребителей через конденсатный коллектор 29 возвращается в систему регенерации турбины. Пиковые паровые нагрузки покрываются от энергетических котлов 3 через РОУ 31.

Теплофикационная установка ТФУ предназначена для подогрева сетевой воды и включает в себя: встроенный пучок 37, сетевые подогреватели СП (нижний 5 и верхний 6), сетевые насосы СН 1-го и 2-го подъёма (35 и 7) и ПВК 34. В расчётном режиме при температурном графике регулирования отпуска теплоты 150-70 °С обратная сетевая вода из коллектора 27 с температурой 70 °С подогревается в СП до 100-110 °С (при 0,5-0,6) и в ПВК до 150 °С. Подогретая (прямая) сетевая вода поступает в подающий коллектор ТЭЦ 26, из которого распределяется между потребителями предприятия по ТС промплощадки и внешними потребителями по магистральным ТС.

Пар на СП подаётся из двух регулируемых отопительных отборов Т турбины – нижнего и верхнего. Для этой цели в хвостовой части ЧСД выделен промежуточный отсек, состоящий из двух ступеней – регулирующей ступени с поворотной диафрагмой и ступени давления, а на входе ЧНД имеется вторая регулирующая ступень с поворотной диафрагмой. Эти регулирующие ступени обеспечивают изменение давления пара в нижнем и верхнем отборе в заданных пределах, которые соответствуют различным режимам работы в зависимости от изменения t . При повышении t до момента, когда нагрузка ТЭЦ по сетевой воде становится меньше номинальной нагрузки отборов Т, ПВК отключаются.

Ступенчатый подогрев осуществляется последовательно в СП нижней и верхней ступени при одинаковом расходе сетевой воры с включением обеих поворотных диафрагм. Допускается ступенчатый подогрев сетевой воды в обоих СП при регулировании с помощью одной диафрагмы нижнего отбора (с отключённой диафрагмой верхнего отбора), а также подогрев только в СП нижней ступени при отключённой диафрагме верхнего отбора. При номинальной загрузке регулируемых отборов П и Т поворотная диафрагма перед ЧНД полностью закрывается, обеспечивая при этом минимальный (вентиляционный) пропуск пара через ЧНД в конденсатор около 4,2 кг/с (15 т/ч). Двухступенчатый подогрев сетевой воды усложняет конструкцию и регулирование теплофикационных турбин, но обеспечивает дополнительную выработку электроэнергии по сравнению с одноступенчатым подогревом.

Основные технические характеристики модификаций турбины ПТ-140/165-130/15, выпускаемой Уральским турбинным заводом (УТЗ), приведены в таблице 3.1. Восполнение потерь пара и конденсата на ТЭЦ осуществляется с помощью водоподготовительной установки (ВПУ) 36, включающей в себя предочистку и механическую очистку исходной воды, её химическое обессоливание и декарбонизацию с последующим удалением кислорода в деаэраторе.

Таблица 3.1