9.2.12. Определение общего нормативного запаса топлива

Определить нормативный эксплуатационный запас топлива (НЭЗТ) и неснижаемый нормативный запас топлива (ННЗТ) на ТЭЦ для двух турбин ПТ -135-130.

N^ср_т - мощность турбины в среднем за сутки;

N^ср_т = 125 МВт;

Q_т - отпуск теплоты из теплофикационного отбора;

Q_т = 70 МВт;

Q_пр - отпуск теплоты из промышленного отбора;

Q_пр = 125 МВт.

Начальные расчетные параметры пара турбины:

Р_о - начальное давление; Р_о = 12,75 МПа;

t_о - начальная температура; t_о = 565 ^oC;

Р_пр - давление в промышленном отборе; Р_пр = 1,1 МПа;

Р_т- среднее давление в теплофикационном отборе;

Р_т = 0,1 МПа.

Теплофикационная мощность турбины

.

=

= 59,69 МВт.

Расход теплоты на турбину

Q_тур = 20,95 + 1,995 N – 0,94 N_т + Q_отп ,

Q_тур = 20,95 + 1,995 × 125 – 0,94 × 59,69N_т + 195 = 409,2 МВт.

Расход теплоты турбинным цехом для 2-х турбин при паровых собственных нуждах a^сн_т.ц = 1,2 % от расхода пара на турбины

= = 819,4 МВт.

Расход теплоты котельной ТЭЦ нетто при a^сн_кот = 1,25 %

Q^нет_ТЭЦ = Q_т.ц × (1 +a^сн_кот.) = 819,4 (1 + 0,0125) = 820,4 МВт.

Расход натурального топлива ТЭЦ (топливо-уголь Q^р_н =18,3 МДж/кг)

; = 51,40 кг/с = 185 т/ч.

Неснижаемый нормативный запас топлива

(ННЗТ, уголь) (7 суток)

В_ннзт = В_нт × 24 × 7 = 185 × 24 × 7 = 31086,4 т.

Нормативный эксплуатационный запас топлива (НЭЗТ, уголь) (30 суток):

В_нэзт = В_нт × 24× 30 = 185 × 24 × 30 = 133200 т.

Общий нормативный запас топлива (ОНЗТ, уголь)

В_онзт = 31086,4 + 133200 = 164286,4 т.

9.2.13. Расчет тепловой схемы паровой котельной

Расчет тепловой схемы котельной основан на тепловом и материальном балансах её элементов и проводится для четырех режимов работы:

1. Максимально зимний - определяется состав и характеристики основного оборудования. Расчётная температура совпадает с расчётной температурой проектирования отопительных сетей t_рм = t_нр = - 30 ⁰С для г. Иваново;

2. Зимний наиболее холодного месяца (аварийный) - прове-

ряется способность котельной обеспечить тепловую нагрузку

при останове одного самого мощного теплогенератора. Расчетной является средняя температура наиболее холодного месяца. По данным [3] наиболее холодным месяцем является январь и расчетная температура составляет t_рА = - 11,9 ^оС;

3. Среднеотопительный - определяются экономические показатели. Расчётная температура - средняя за отопительный период t_ср = -3,9 ⁰С.

4. Летний- тепловые нагрузки на отопление и вентиляцию отсутствуют.

Исходные данные представлены в табл. 9.4.

Таблица 9.4.Таблица исходных данных

Величина	Обозначение и размерность	Значение
Температура наружного воздуха	tр , 0С	- 30
Тепловые нагрузки
Тепловая нагрузка на отопление	Qо, МВт	90,8
Тепловая нагрузка на вентиляцию	Qв, МВт	13,7
Тепловая нагрузка на ГВС	Qг, МВт	20,6
Тепловая нагрузка на технологию	Qт, МВт	12,0
Конденсат
Коэффициент возврата конденсата с ПП	kк	0,7
Температура конденсата от ПП	tк, оC	70
Энтальпия конденсата от ПП	hкт, кДж/кг	293,7
Температура конденсата после сетевых	tк, оC	70
подогревателей
Энтальпия конденсата после сетевых	hкт, кДж/кг	293,7
подогревателей
Непрерывная продувка
Доля непрерывной продувки	рn	0,03
Степень сухости вторичного пара (после	х	0,98
РНП)
Давление в расширителе непрерывной	Рпр, МПа	0,2
продувки
Энтальпия вторичного пара (после РНП)	h//расш, кДж/кг	2 662,21
Энтальпия воды после РНП ПП	h/расш, кДж/кг	504,68
Окончание табл. 9.4
Величина	Обозначение и размерность	Значение
Температура продувочной воды после	tонп, оC	50
охладителя
Энтальпия продувочной воды после	Hонп, кДж/кг	209,5
охладителя
Энтальпия воды в барабане котла	hкв, кДж/кг	830
Р О У
Энтальпия пара на выходе из котла	h/роу, кДж/к	2 867,95
Параметры пара после производственной	Ри, МПа	1,0
РОУ (№ 1)	tи, оС	200
	h//роу1, кДж/к	2 827,5
Параметры пара после сетевой РОУ (№ 2),	Рроу2, МПа	0,6
она же РОУс.н.	tроу2, оС	175
	h//роу2, кДж/к	2 792
Вода
Температура подпиточной воды	tподп, оC	70
Энтальпия подпиточной воды	hподп, кДж/к	293,1
Температура питательной воды	tпв, оC	104
Энтальпия питательной воды	hпв, кДж/к	436
Температура cырой воды	tсв, оC	5
Энтальпия сырой воды	hc, кДж/к	21,6

Расход пара на подогреватели сетевой воды

,

где Q_ут - теплота, теряемая с утечками в сети;

h - КПД сетевого подогревателя.

= 53,665 кг/с.

,

= 6,1 МВт

Расход пара на технологические нужды

,

где Q_{тп -} тепловые потери через изоляцию. Потери тепла паропроводом, рассчитанные ранее, Q_m1 = 0,126 МВт.

= 4,651 кг/с,

Считаем, что потери в конденсатоотводе равны нормативным:

Q_тп2 = l × q × k_м ,

Q_тп2 = 2050 × (18 ¸20) × 1,05 = 2050 × 18 × 1,05 ×10^-6 = 0,038 МВт.

Тогда суммарные теплопотери по пару на технологические нужды

Q_тп = Q_тп1 + Q_тп2 ,

Q_тп = 0,126 + 0,038 = 0,165 МВт .

Расход свежего пара на подогреватели сетевой воды

,

= 52,096 кг/с.

Расход свежего пара на технологические нужды

,

= 4,58 кг/с.

Полный расход свежего пара внешними потребителями

D_вн = D^/_сп + D^/_т ,

D_вн = 52,096 + 4,58 = 56,676 кг/с.

Расход питательной воды, впрыскиваемой в сетевую РОУ (№ 2) и производственную РОУ (№ 1),

G₂ = D_сп – D^/_сп ,

G₂ = 53,665 – 52,096 = 1,569 кг/с;

G₁ = D_т – D^/_т ,

G₁ = 4,561 – 4,58 = 0,071 кг/с.

Расход пара на мазутное хозяйство

D_м = k_мх × D_вн ,

где k_мх - доля расхода пара;

D_м = 0,03 × 56,676 = 1,700 кг/с.

Расход пара на cобственные нужды

D_сн = k_сн × D_вн ,

где k_сн - доля расхода пара. Эта величина первоначально неизвестна. Тепловой расчет считается выполненным, когда расхождение между паропроизводительностью котельной, рассчитанной по принятой k _{сн ,} и фактической паропроизводительностью составляет менее 3 %. Проведено несколько итераций, k _сн = 0,52348, принят окончательный результат:

D_сн = 0,52348 × 56,676 = 2,967 кг/с.

Потери пара в котельной

D_п = k_п × (D_вн + D_cн + D_м) ,

где k_п - доля расхода пара;

D_п = 0,02 × (56,676 + 2,967+ 1,700) = 1,227 кг/с.

Дополнительный расход пара, необходимый для работы котельной,

D_cнк = D_сн + D_м + D_п ,

D_cнк = 2,967 + 1,700 + 1,227 = 5,894 кг/с.

Полная паропроизводительность котельной

D = D_снк + D_вн ,

D = 5,894 + 56,676 = 62,57 кг/с.

Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и в котельном цикле:

G_r = (1 – k_r) × D_n + k_rjn × D?

где k_кот - доля теряемого в котельном цикле пара.

G_к = (1 – 0,7) × 4,651 + 0,03 × 62,57 = 3,272 кг/с.

Расход ХОВ

.

Здесь G_тс - утечки в тепловой сети или расход подпиточной воды;

= 21,467 кг/с.

Расход сырой воды

G_св = k_хов × G_{хов ,}

где k_хов - учитываемый расход воды на нужды ВПУ;

G_св = 1,25 × 21,467 = 26,834 кг/с.

Расход непрерывной продувки

G_пр = р_п × D,

G_пр = 0,03 × 62,57 = 1,877 кг/с.

Расход пара, выделяющегося в расширителе (пар вторичного вскипания),

,

= 0,283 кг/с.

Расход воды после расширителя

G_расш = G_пр – D_расш ,

G_расш = 1,877 – 0,283 = 1,594 кг/с.

Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки

.

= 9,2 ⁰С.

Расход пара на подогреватель сырой воды

,

где h^//_св - энтальпия сырой воды после подогревателя сырой воды при t = 30 ^oC; h^//_св = t × c_р = 30 × 4,19 = 126 кДж/кг;

h_{к ПСВ} - энтальпия конденсата после ПСВ, определяется по t_к

ПСВ, принимаемой 70 ⁰С, то есть h_{к ПСВ} = 293,7 кДж/кг;

= 0,936 кг/с.

Температура ХОВ после охладителя деаэрированной воды

,

= 55,1 ⁰С,

где t_ХОВ - температура перед охладителем после ВПУ. Прохождение через ВПУ снижает температуру воды на 2 ⁰С, то есть

t_ХОВ = t^//_св – 2 = 30 – 2 = 28 ⁰С.

Расход пара на подогрев ХОВ перед деаэратором

,

где t^// _хов - температура ХОВ после подогрева, принимаемая 80 ⁰С;

h_{к хов} - энтальпия конденсата пара на выходе теплообменника химически очищенной воды;

h_{к ПСВ} - энтальпия конденсата после подогревателя, определяется по t_{к хов}, которую удобно принять равной 70 ⁰С, то есть

h_{к хов} = h_{к ПСВ} = 293,7 кДж/кг;

= 0,898 кг/с.

Потоки, смешивающиеся в деаэраторе (без учета греющего пара),

G_д = G_хов + k_к × D_т + D_хов + D_псв +D_сп + D_расш ,

G_д = 21,467 + 0,7 × 4,651+ 0,898 + 0,936 ++ 53,665 + 0,283 =

= 80,505 кг/с.

Средняя температура воды в деаэраторе

Расход пара на деаэратор

,

= 4,51 кг/с.

Расход редуцированного РОУ № 2 пара на собственные нужды котельной

D_сн = D_д + D_хов + D_псв ,

D_сн = 4,51 + 0,898 + 0,936 = 6,344 кг/с.

Свежий пар на собственные нужды котельной

,

= 6,156 кг/с.

Паропроизводительность котельной

D^| = D_вн + D^|_cн + k_п × (D_вн + D^|_cн + D_м) .

D^/ = 56,676 + 6,156 + 0,02 × (56,676 + 6,156 + 1,700) = 64,122 кг/с.

Погрешность расчета

× 100 % ,

× 100 % = 2,42 %,

т.е. составляет менее 3 % , следовательно, перерасчет не требуется. Тепловой расчет окончен.

Результаты теплового расчета тепловой котельной представлены в табл.9.5.

Таблица 9.5. Результаты теплового расчета котельной

(максимально зимний период)

Величина	Обозначение и размерность	Значение
Сетевой подогреватель
Расход пара	Dсп, кг/с	53,665
Расход подпитки	Gтс , кг/с	18,194
Мощность Dсп × (h//роу2 – h/к)	Q, МВт	1,240
Р О У
Впрыскиваемая в РОУ № 1 и № 2 вода	G1 + G2,кг/c	1,641
Расход редуцированного пара	D1 , кг/с	4,651
от РОУ № 1 Dт
Расход пара от РОУ № 2	D2 , кг/с	60,01
Dсп+Dпсв+Dхов + Dд
Окончание табл. 9.5
Величина	Обозначение и размерность	Значение
Расширитель непрерывной продувки
Выход вторичного пара	Dрасш, кг/с	0,283
Выход воды	Gрасш, кг/с	1,594
Расход котловой воды (величина непрерыв-	Gпр, кг/с	1,877
ной продувки)
Деаэратор
Расход воды	Gд , кг/с	80,505
Расход пара	Dд, кг/с	4,51
Сырая вода
Расход воды	Gсв , кг/с	26,834
Температура после охладителя	t/св , оС	9,2
непрерывной продувки
Расход пара на подогреватель сырой воды	Dпсв, кг/с	0,936
Х О В
Расход ХОВ	Gхов , кг/с	21,448
Температура после охладителя подп. воды	t/хов , оС	53,14
Расход пара на подогрев ХОВ перед	Dхов, кг/с	0,898
деаэратором
В целом по котельной
Тепловая нагрузка, Qo + Qв + Qг + Qт	Qмз , МВт	137,1
Паропроизводительность по свежему пару	Dк , кг/с	64,122
Расход на мазутное хозяйство	Dм , кг/с	1,700
Расход пара на с.н. (включая потери)	Dсн , кг/с	6,344

Выбор котлов. При выборе котлов исходим из следующих соображений. Тепловая нагрузка на котельную в максимально зимнем периоде равна 137,1 МВт и паропроизводительность при этом 64,122 кг/с.

Для аварийного режима, то есть при расчетной температуре – 11,9 ^оС, тепловая нагрузка составит 97,244 МВт, следовательно, паропроизводительность должна составить порядка 40,33 кг/с.

Принимая к установке 5 котлов Е-50-225-ГМ (естественная циркуляция, 50 т/ч = 13,88 кг/с; 14 бар; 225^оС, газомазутный), получим в максимально зимнем режиме производительность

5 × 13,88 = 69,4 кг/с, а в аварийном - 3 × 13,88 = 41,64 кг/с.