Проект системы энергоснабжения промышленного района и жилого массива

По полученным  площадям сечений, учитывая 3 фазы и выбор двойной радиальной сети (двухцепных линий), принимаем площади сечений провода из стандартного ряда, из расчета на обеспечение максимально возможной электрической нагрузки.

 

 

 

9. Расчет схемы отпуска  тепла на источнике теплоснабжения

На современных ТЭЦ используется двухступенчатый подогрев сетевой воды. Теплофикационные турбины имеют два отопительных отбора с широким диапазоном изменения давления: в верхнем отборе от 0,0589 до 0,196 – 0,294 МПа; в нижнем от 0,049 до 0,147 – 0,196 МПа; при регулировании давления в верхнем отопительном отборе давление в нижнем может быть ниже 0,049 МПа. Подогрев сетевой воды соответственно осуществляется в двух сетевых подогревателях.

Применение подогрева  сетевой воды за счет двух отопительных отборов по сравнению со схемой одноступенчатого подогрева позволяет на 7,5 – 11% повысить выработку электроэнергии на тепловом потреблении; при том годовая экономия топлива составляет 2 – 2,5% для турбин типа Т.

Для подогрева сетевой  воды может быть также дополнительно  использована специально выделенная поверхность нагрева в конденсаторе (теплофикационный пучок), что позволяет исключить потери тепла в конденсаторе. Такой пучок, очевидно, может быть использован как первая ступень подогрева сетевой воды.

В теплофикационных установках нагрев сетевой воды в верхнем и нижнем подогревателях в расчетном режиме принимается примерно одинаковым. Допускается работа с отключенным верхним подогревателем; в этом случае регулируется давление пара, поступающего в нижний подогреватель. Работа с одним верхним подогревателем не допускается.

Целью расчета теплофикационной установки является определение  расходов сетевой воды, расходов пара на СП и тепловой нагрузки.

Расчет схемы отпуска  тепла производим для участка 2-1 схемы теплоснабжения:

Суммарная тепловая нагрузка ТЭЦ составляет 635 МВт. Т.к. отпуск тепла осуществляется из общестанционной магистрали, то данную нагрузку, равномерно распределим между установленными теплофикационными турбинами, что составит: 317,5 МВт. Расчет производим на расчетный режим, принимая температурный график сети 150/70.

 

Отпуск тепла из отборов турбины Т-110 на отопление и ГВС составит:

 Остальную нагрузку (124,5МВт) должен взять на себя ПВК. Нагрузку между подогревателями распределим так: на НСП-150МВт, на ВСП-43 МВт. Небольшая разница обеспечивает попадание в диапазон изменения давлений в отборах турбины.

1. Тепловая нагрузка любого подогревателя при постоянной теплоемкости воды, пропорциональна нагреву воды в нем:

,

2. Найдем температуру воды за НСП, принимая нагрузку на нем 150 МВт.

    

3. Температуру воды за ВСП (при нагрузке на нем 43 МВт)

4. Определение давлений пара в отборах.

Зная температуру сетевой  воды за подогревателями, находим температуру  насыщения, принимая недогрев 5°С. И  по таблицам воды и водяного пара находим  давления в отборах.

,

,

Тогда ,

Как видно, полученные давления укладываются в диапазон регулирования давлений турбины Т-110. (0,05-0,2 и 0,06-0,25МПа)

5. Расход сетевой воды определяем из уравнения теплового баланса:

.

Откуда находим 

.

6. Расходы греющего пара из отборов на НСП и ВСП

.

Откуда расход пара в  отбор на НСП с учетом слива дренажа из ВСП определится:

 где

,   

КПД сетевых подогревателей .

 

 

Рисунок 9.1. Принципиальная  схема отпуска теплоты тепловому потребителю.

 

 

10. Определение состава  оборудования источника тепла  и электроэнергии.

1. Сетевые подогреватели теплофикационных турбин  Т-110.

В соответствии с параметрами  пара и воды СП1 и СП2, а также  по расходам пара и воды  выбираем сетевые подогреватели.

 

 

 

Для турбины Т-110           Таблица№8

	Тип	Параметры	Пар	Вода	Длина, м	Диаметр корпуса, м	Кол-во, шт.
ВСП	ПСГ-2300-3-8-I		0,254	-	13,45	3,76	2
			0,05-0,3	-
			46,54	1006,1
			81,9	1250
НСП	ПСГ-2300-3-8-I		0,1162	-	13,14	3,64	2
			0,05-0,3	-
			43,04	1006,1
			81,9	1250

 

 

2. Выбор генераторов для турбин ТЭЦ.

Таблица №9

Турбина	Генератор
Т-110/120-130	ТВФ-160-2	188,2	0,85	10,5	98,5
К-210-130	ТВВ-220-2	258,8	0,85	15,75	98,6
Р-40-130/3,1	ТВФ-60-2	75	0,8	10,5	98,5

 

3. Типы повышающих трансформаторов

Таблица №10

Генератор	Трансформатор
			НН	ВН
ТВФ-160-2	ТРДЦН-160000/110	160	10,5/13,8;	121	10,5
ТВФ-60-2	ТРДН-80000/110	80	6,3/6,3;6,3/10,5	115	10,5
ТВФ-60-2	ТРДН-80000/110	80	6,3/6,3;6,3/10,5	115	10,5
ТВВ-220-2	ТДН-250000/110	250	15,75	121	10,5

 

 

Трансформаторы выбираем с учетом возможной перегрузки по мощности.

 

11.Определение показателей  энергетической эффективности системы энергоснабжения.

Основными показателями энергетической эффективности ТЭЦ  являются удельные расходы условного  топлива на выработку теплоты  и электроэнергии, КПД станции  по выработке теплоты и электроэнергии.

Покажем расчет показателей  энергетической эффективности на примере расчета расчетного режима  и значения величин заносим в таблицу№11.

1.Расход условного  топлива на выработку теплоты.

1.1.Так как коэффициент  теплофикации  , то отпуск тепла на отопление и ГВС из отборов турбин составляет:

1.2.Остальная часть  отпуска тепла должна быть  покрыта  пиковыми водогрейными  котлами:

1.3.Расход условного  топлива на выработку теплоты  из отборов турбины определим  из уравнения теплового баланса:

откуда 

где – теплотворная способность условного топлива ;

 – КПД котлов ТЭЦ;

 – КПД трубопроводов;

 – КПД сетевых подогревателей.

1.4.Расход условного  топлива на выработку теплоты  в ПВК:

1.5Расход условного  топлива на отпуск тепла   промышленному потребителю:

1.6.Суммарный расход  условного топлива на отпуск  тепла

2.Удельный расход условного  топлива и кпд по производству  теплоты:

, где кпд  по производству  теплоты 

3.Расход пара на турбоустановки

Расход острого пара на турбины Т-110 , К-210, Р-40.

  –          Т-110/120-130;

 – К-210-130;

             – Р-40/120-130/2;

4.Расход тепла в  парогенераторах:

Относительный расход пара в парогенерирующую установку  и продувку барабана парогенератора , приблизительно принимаем.

Так как все установки  рассчитаны на одно давление свежего пара 13 МПа и температуру 565°С то считаем энтальпию свежего пара  для всех турбин:

 

Температура питательной  воды:

 принимаем по справочнику,  энтальпия соответственно равна 

Энтальпия конденсата, возвращаемого  промышленным потребителем, определится как:

П2-

П1-

  Давление в барабане котла принимаем:

  ,

.

Расход тепла в парогенераторах определится:

5.Полный расход условного  топлива в парогенераторах найдем  из уравнения теплового баланса

6.Расход условного  топлива на выработку электроэнергии

7.Удельный расход условного  топлива на выработку электроэнергии  равен

 

8.КПД ТЭЦ по выработке   электроэнергии 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение:

В рамках дисциплины: системы  и источники энергоснабжения, осуществлен проект энергосистемы с выбором наилучшей из рассмотренных с экономической точки зрения системы теплоснабжения, пароснабжения, и электроснабжения жилого района и промышленного предприятия. При этом также были учтены всевозможные рекомендации по обеспечению надежности системы энергоснабжения.

 Выбор оборудования: турбин, котлов, генераторов, сетевых  насосов, повышающих подстанций, трансформаторов, подобран таким  образом, чтобы обеспечить оптимальную  работу источника энергоснабжения  и системы транспорта тепла и электроэнергии.

Расчет системы теплоснабжения был произведен путем технико-экономического сравнения двух схем. Приблизительным  технико-экономическим расчетом была определена оптимальная схема тепловой сети №1.

На основе гидравлического расчета построены пьезометрические графики тепловой сети. Выбрана наиболее экономичная структура системы теплоснабжения.

Показатели энергетической эффективности ТЭЦ были рассчитаны на 2 режима: расчетный и летний. КПД  и удельные расходы топлива на производство тепловой и электрической энергии наглядно отражают эти режимы. Как и следовало ожидать, кпд в летний период значительно снижается. Это связано с переводом теплофикационных турбин в конденсационный режим. При этом увеличивается расход условного топлива на выработанный электроэнергии.

Такой проект системы  энергоснабжения является моделью  системы энергоснабжения и может  послужить прототипом для создания проекта системы энергоснабжения  какого-либо конкретного района. Наличие ограниченной информации в исходных данных не позволяет учесть другие факторы. Лишь проектирование одной ТЭЦ определяет необходимость учета экологических факторов, взаимного влияния других объектов друг на друга, геологических факторов и т.п. Поэтому данный проект нельзя рассматривать как окончательный и полноценный проект энергосистемы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы.

1	Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. – М.: Издательство МЭИ,1999. – 472 с.
2	Ионин А. А. Теплоснабжение. – М.: Стройиздат, 1982. – 457 с.
3	Л. С. Стерман, В.М. Лавыгин.  Тепловые и атомные электрические  станции/ М.: Издательство МЭИ, 2004. – 423 с
4	Паровые и газовые  турбины П.Н. Шляхин – Л: Изд. Энергия, 1966. - 264 с.
5	Турбины тепловых и атомных электрических станций: Под ред.  А.Г. Костюка, В.В. Фролова  – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: издательство МЭИ, 2001 - 488 с.
6	Теплотехнический справочник / В. Н. Юренева и П. Д. Лебедева. –  М.: Энергия, 1975. – 744 с. Том 1.
7	Трухний А. Д. Теплофикационные паровые турбины и турбоустановки. – М.: Издательство МЭИ, 2002. – 640 с.
8	Тепловые и атомные  электрические станции. Справочник / Григорьев В. А. и Зорин В. М. –  М.: Энергоиздат, 1982. – 624 с.
9	Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования/ Ю.Г.Барыбин, Л.Е.Федоров и др.- М.: Энергоатомиздат, 1991.- 464с.
10	Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 328 с.
11	Гиршфельд В. Я. и др. Режимы работы и эксплуатации ТЭС. – М.: Энергия, 1980. – 288 с.