Режимы отпуска теплоты Тюменской ТЭЦ-2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

Режимы отпуска теплоты Тюменской ТЭЦ-2

Черных Наталья Александровна, гр. УЗТ-25

Екатеринбург, 2006.

Реферат

Целью данной дипломной работы является изучение режимов отпуска тепловой энергии потребителям (ТТС) от Тюменской ТЭЦ-2. В процессе работы будут изучены: тепловая схема ТТЭЦ-2 и её характеристика, работа сетевого подогревателя, вопросы безопасности и экологичности, также будут рассмотрены вопросы покрытия тепловой нагрузки и температурный режим теплосети, надежность работы сетевых насосов и применение нового изоляционного материала. Будет построен годовой график тепловых нагрузок и температурный график теплосети. В экономической части оценим эффективность затрат тепловой изоляции.

В разделе Безопасность и Экологичность будет рассмотрено рабочее место «Машиниста-обходчика по турбинному оборудованию».

Введение

Тюменская ТЭЦ-2 является действующим предприятием АО "Тюменьэнерго", обеспечивает тепловой и электрической энергией город Тюмень, расположена в юго-восточной части г. Тюмени, в районе железнодорожной станции «Войновка». На станции установлено 3 турбогенератора типа Т-180/210-130, один К-215-130 (ЛМЗ) и четыре энергетических котла типа ТГМЕ-206 Таганрогского котельного завода. Общая электрическая мощность станции составляет 755 МВт, тепловая мощность 1440 Гкалл/ч. Выдача электрической мощности ТЭЦ-2 осуществляется через ОРУ на напряжении 220 и 110 кВ, а тепловой по тепломагистрали 1200мм.

Система теплоснабжения - закрытая. Выдача тепла осуществляется по температурному графику 150/70 С. Основное оборудование энергоблоков и водогрейных котлов размещено в здании объединенного главного корпуса (ОГК) ТЭЦ со стороны постоянного торца. Основное топливо - природный газ, резервное топливо - мазут марки М-100.

На все энергетические котлы установлена одна дымовая труба.

Система циркуляционного водоснабжения -- оборотная, с тремя секционированными градирнями площадью орошения: 1*2300 м², 2*3200 м², общая для всей электростанции. Источником технического водоснабжения является река Тура. Восполнение потерь пара и конденсата осуществляется дистиллятом испарителей, включенных в схему турбинной установки. Подготовка воды для питания испарителей осуществляется по схеме: содоизвесткование с коагуляцией и двухступенчатое Na-катионирование.

Особенностью Тюменской ТЭЦ-2 является использование блочного принципа в тепловой схеме станции, который предполагает отсутствие поперечных связей по основным технологическим потокам (острый пар, питательная вода) и, соответственно, перетоков между основным оборудованием, а также автономную работу каждого блока по своей технологической схеме.

1. Характеристика Тюменской ТЭЦ-2

1.1 Характеристика главных схем ТТЭЦ-2

Технологическая -- блочная.

Электрическая - две системы шин с обходной на напряжениях 220 и 110 кВ. Распределительные устройства: ОРУ-220 кВ, ОРУ-110 кВ, КРУ-6 кВ. Связь с энергосистемой осуществляется на напряжении 220 кВ по шести ВЛ «Тюмень-1», «Тюмень-2», «Княжево-1», «Княжево-2», «Заводоуковск», «Голышманово»; на напряжении 11О кВ по 4 ВЛ «Княжево», «Приозерная», «Ожогино-1», «Ожогино-2».

Система циркуляционного водоснабжения - оборотная, с секционированными градирнями общей площадью орошения Е=8700 м² (градирни ст. № 1 площадью орошения 2300 м², ст. №№ 2, 3 площадью орошения по 3200 м² каждая)

Тепловая сеть - закрытая, регулирование отпуска тепла качественное.

1.2 Расположение и структура

Тюменская ТЭЦ-2 расположена в юго-восточной части г. Тюмени, в районе железнодорожной станции «Войновка», на водоразделе рек Пышмы, протекающей с запада на восток в 20 км южнее промплощадки и Туры, протекающей с запада на восток в 8 км севернее площадки.

Климат района резко континентальный с продолжительной снежной зимой и коротким теплым летом. Согласно СНиП 23-01-99 средняя температура января - (-17,4 °С), июля - (+18,2 °С), наиболее холодной пятидневки - (- 38 °С) и отопительного периода - (-7,2 °С).

Продолжительность отопительного периода - 225 суток.

Согласно проекту ТЭЦ-2 предназначена для выработки электрической энергии и тепловой энергии для покрытия тепловых нагрузок в горячей воде промышленных предприятий и жилищно-коммунального сектора южной и юго-восточной частей города Тюмени.

ТЭЦ-2 проектировалась и вводилась двумя очередями:

· первая очередь - три паросиловых теплофикационных энергетических блока (Т-180/210-130-1 + Еп-670-13,8-545ГМН + ТГВ-200-2М), пять водогрейных котлов КВГМ-180-150-2 и три паровых котла ГМ-50-14. Ввод оборудования первой очереди в составе трех энергоблоков и паровых котлов завершен.в 1990 г., а трех водогрейных котлов - в 1991 г.;

· вторая очередь - один паросиловой конденсационный блок (К-215-130 + Еп-670-13,8-545ГМН) и два парогазовых блока (ПГУ-260) с высоконапорным парогенератором (К-215-130 +ГТ-45 + ВПГ-600). В 1990 г. был введён в работу паросиловой конденсационный блок.

Однако в полном объёме проект не был реализован. В 1992 г. работы по вводу ПГУ-260 были приостановлены. В 1996 г. была произведена корректировка проекта первой и второй очередей, согласно которой из состава основного оборудования второй очереди были исключены парогазовые блоки ПГУ-260.

Суммарная установленная мощность по откорректированному проекту составила: электрическая - 755 МВт, тепловая - 1800 Гкал/ч. Максимально возможный отпуск тепла потребителям - 1610 Гкал/ч.

В связи с произошедшими в стране политическими и экономическими преобразованиями и связанными с этим изменениями: резким спадом производства, сокращением жилищного строительства, строительством промышленными предприятиями собственных теплоисточников, проектная тепловая мощность ТЭЦ-2 оказалась востребованной не полностью. Исходя из этого, ввод двух водогрейных котлов по проекту первой очереди до настоящего времени не осуществлён.

Таким образом, установленная мощность ТЭЦ-2 по состоянию на 01.01.03 г. составляет: электрическая - 755 МВт, тепловая -1440 Гкал/ч.

Наиболее крупным потребителем тепла в горячей воде является жилищно-коммунальный сектор, на долю которого приходится более 90 % суммарной тепловой нагрузки.

В последние годы наблюдается устойчивый ежегодный прирост присоединённой тепловой нагрузки в горячей воде. При величине 639 Гкал/ч в 2000 г. она составила в 2001 г. - 737 Гкал/ч, в 2002 г. - 755,2 Гкал/ч и в 2003 г. - 765,8 Гкал/ч.

Работа ТЭЦ-2 осуществляется по диспетчерскому графику энергосистемы.

Выдача электрической мощности ТЭЦ-2 осуществляется через ОРУ на напряжении 220 и 110 кВ.

Система теплоснабжения - закрытая. Выдача тепла осуществляется по температурному графику 150/70 С. Основное оборудование энергоблоков и водогрейных котлов размещено в здании объединенного главного корпуса (ОГК) ТЭЦ со стороны постоянного торца. Основное топливо - природный газ, резервное топливо - мазут марки М-100.

Система циркуляционного водоснабжения оборотная, с тремя секционированными градирнями площадью орошения: 1*2300 м², 2*3200 м², общая для всей электростанции. Источником технического водоснабжения является река Тура. Восполнение потерь пара и конденсата осуществляется дистиллятом испарителей, включенных в схему турбинной установки. Подготовка воды для питания испарителей осуществляется по схеме: содоизвесткование с коагуляцией и двухступенчатое Na-катионирование.

Мазутное хозяйство является общим для всей электростанции и включает: один резервуар для приемки мазута, V=1000 м³, четыре расходных резервуара по 2000 м³.

Водогрейные котлы предназначены для покрытия пиковых теплофикационных нагрузок.

Котлы ГМ-50-14 входят в состав пусковой отопительной котельной. Вырабатываемый этими котлами пар используется для собственных нужд ТЭЦ.

Котельное и турбинное оборудование всех энергоблоков в основном однотипно (за исключением турбины ЭБ № 4), что облегчает эксплуатацию и ремонт, и срок его службы составляет от 12 до 17 лет.

С момента ввода в эксплуатацию оборудование энергоблоков существенной реконструкции не подвергалось, но были выполнены следующие мероприятия:

· замена горелок ТКЗ на котле энергоблока ст. № 1 на горелки американской фирмы «Todd Combustion».

· для повышения экономичности работы котлов, надежности работы пароперегревателя высокого давления, а также снижения расхода питательной воды на впрыск, в тракт пароперегревателей низкого давления на всех четырех энергоблоках была выполнена реконструкция пароперегревателей; реконструкция включала уменьшение на 65 % поверхности радиационного ленточного пароперегревателя за счет демонтажа его фронтовых и боковых панелей, а также уменьшение поверхности нагрева, пакетов змеевиков конвективного пароперегревателя низкого давления на 22 %;

1.3 Основное, вспомогательное оборудование и его характеристики

Котлоагрегат Еп-670-13,8-545ГМН (ТГМЕ-206)

Завод изготовитель Таганрогский котельный завод

Паропроизводительность 670-575 т/ч

Давление 140 кгс/см²

Температура 545/545 ⁰С

Основное топливо природный газ Уренгойского месторождения

Резервное топливо мазут М-100, М-40

Расход газа на котёл 59(54) тыс.м³/ч(т/ч)

Дымососы Тип ДОД-28,5-1МГ

Производительность 680 тыс.м³/ч

Дутьевые вентиляторы Тип ВДН-25Х2-1

Производительность 650/480 тыс.м³/ч

Дымососы рециркуляции Тип ГД-20-500У

Производительность 200 тыс.м³/ч

Водогрейные котлы КВГМ-180-150-2

Завод изготовитель БКЗ

Теплопроизводительность 180 Гкал/ч

Давление 25 кгс/см²

Температура 150 ⁰С

Основное топливо природный газ Уренгойского месторождения

Резервное топливо мазут М-100, М-40

Расход газа на котёл 24,72(21,3) тыс.м³/ч(т/ч)

Дымососы Тип ДН-24х2-0,62ГМ

Производительность 370/285 тыс.м³/ч

Дутьевые вентиляторы

Тип ВДН-26-ПУ

Производительность 350/240 тыс.м³/ч

Дымососы рециркуляции

Тип ВГДН-21

Производительность 143 тыс.м³/ч

Котлы пусковой котельной Е-50-14ГМ(ГМ-50-14)

Завод изготовитель БелКЗ

Теплопроизводительность 50 Гкал/ч

Давление 14 кгс/см²

Температура 250 ⁰С

Основное топливо природный газ Уренгойского месторождения

Резервное топливо мазут М-100, М-40

Расход газа на котёл 4,13(3,6) тыс.м³/ч(т/ч)

Дымососы Тип ДН-19-БГМ

Производительность 83 тыс.м³/ч

Дутьевые вентиляторы Тип ВДН-15

Производительность 48 тыс.м³/ч

Турбины Т-180/210-130

Завод изготовитель ЛМЗ

Мощность номинальная 180МВт

максимальная 210МВт

Давление свежего пара 130 кгс/см²

Температура свежего пара 540 ⁰С

Расход свежего пара 670 м³/ч

Конденсатор Тип 180-КЦС-1

Номинальный расход пара 460 т/ч

Площадь поверхности охлаждения 3015х2+2970=9000 м²

Количество охлаждающей воды 22000 м³/ч

Циркуляционные насосы Тип 130ДПВ-8/23-ЭГ-УЗ

Подача 14750-25000 м³/ч

Напор 20-25 м

Таблица 1.1 Регенеративные подогреватели

Отбор пара на подогреватель	Тип подогревателя	Отбор за ступенью №	Поверхность нагрева, м2	Греющий пар	Количество т/ч
				Р, кгс/см2	t,0 С
1-й ПВД №7	ПВ-775-265-45	9	775	45	390	29
2-й ПВД №6	ПВ-775-265-31	12	775	31	338	47,8
3-й ПВД №5	ПВ-775-265-13	15	775	13	450	19,4
4-й ПВД №4	ПН-350-16-7-І	18	352	6,72	360	28,5
5-й ПВД №3	ПН-350-16-7-ІІІ	21	350	2,64	249	21,8
6-й ПВД №2	ПН-350-16-7-ІІІ	23	350	1	152	7,8
7-й ПВД №1	ПН-350-16-7-ІІІ	25	350	0,5	98	1,8

Таблица 1.2 Теплофикационные установки ПГС-5000-3,5-8

Поверхность нагрева, м2	Тепловая мощность, Гкал/ч	Производительность по воде, т/ч	Пар	Вода
			Р, кгс/см2	t,0C	Р, кгс/см2	t,0C
5000	260	7200	0,3-1,5	-	9	115
			0,6-2,0
5000	260	7200	0,3-1,5	-	9	115
			0,6-2,0
5000	260	7200	0,3-1,5	-	9	115
			0,6-2,0

Турбина К-215-130

Завод изготовитель ЛМЗ

Мощность номинальная 215МВт

максимальная 220МВт

Давление свежего пара 130 кгс/см²

Температура свежего пара 540 ⁰С

Расход свежего пара 670 м³/ч

Конденсатор Тип 200-КЦС-5-5А

Номинальный расход пара 424 т/ч

Площадь поверхности охлаждения 5690х2=13180 м²

Количество охлаждающей воды 27500 м³/ч

Циркуляционные насосы Тип Д-5000-32

Подача 3700-5600 м³/ч

Напор 22-32 м

Таблица 1.3 Регенеративные подогреватели

Отбор пара на подогреватель	Тип подогревателя	Отбор за ступенью №	Поверхность нагрева, м2	Греющий пар	Кол-во, т/ч
				Р, кгс/см2	t,0 С
1-й ПВД №7	ПВ-775-265-45	9	775	45	376	28,9
2-й ПВД №6	ПВ-775-265-31	12	775	31	324	45,2
3-й ПВД №5	ПВ-775-265-13	15	775	13	445	21,4
5-й ПВД №3	ПН-350-16-7-ІІ	21	350	2,87	256	16,1
6-й ПВД №2	ПНСВ-800-2	23	-	1,3	174	30,7
7-й ПВД №1	встроенный в конденсатор	25 и 29	145х2	0,27	66	25

2. Описание тепловой схемы

Особенностью Тюменской ТЭЦ-2 является использование блочного принципа в тепловой схеме станции, который предполагает отсутствие поперечных связей по основным технологическим потокам (острый пар, питательная вода) и, соответственно, перетоков между основным оборудованием, а также автономную работу каждого блока по своей технологической схеме.

Выбор оборудования для Тюменской ТЭЦ-2 (по откорректированному проекту 1^й и 2^й очередей) в составе трёх теплофикационных энергоблоков с турбинами Т-180/210-130-1, одного конденсационного энергоблока с турбиной К-215-130, пяти водогрейных котлов КВГМ-180 и трёх паровых котлов ГМ-50-14 в свое время был обоснован необходимостью покрытия перспективных тепловых нагрузок в размере 1600 Гкал/ч и электрических нагрузок в размере 755 МВт. Принятое к установке блочное оборудование на давление 140 кгс/см² с промежуточным перегревом пара и потребность в покрытии электрической нагрузки в отопительный период, задаваемой диспетчером энергосистемы, потребовало согласно нормам технологического проектирования (ВНТП-Т-88) применение блочной схемы работы основного оборудования «котел - турбина - генератор».

В отличие от станций с поперечными связями, обеспечивающими надежность выдачи тепловой энергии и электрической энергии за счет возможности работы основного оборудования практически в любом сочетании, в данном случае выход из строя одного из основных элементов блока приводит к его останову и соответствующему снижению электрической и тепловой мощности станции в размере мощности блока, однако это не противоречит требованиям норм технологического проектирования, поскольку за счёт наличия на ТЭЦ-2 водогрейных и паровых котлов низкого давления обеспечивается отпуск тепла потребителям в размере не менее 70 % от расчётной величины.

На ТЭЦ-2 установлены четыре группы оборудования: конденсационный энергоблок мощностью 200 МВт (блок 200 К), энергоблоки с регулируемым отбором пара мощностью 200 МВт (ТЭЦ-130ПП), пиковые водогрейные котлы (ПВК) и пусковая котельная (ПК).

Существующая тепловая схема ТЭЦ-2 выполнена по блочному принципу и, соответственно, перетоков между энергоблоками по основным технологическим потокам - острый пар 140 кгс/см² и питательная вода - не имеется.

Все энергоблоки объединены общей схемой выдачи тепла в виде пара через коллектор собственных нужд (КСН), а теплофикационные блоки включены в общестанционную схему сетевой воды для выдачи тепла в горячей воде. Исходя из этого, принятая на ТЭЦ схема предполагает наличие перетоков между блоками по пару собственных нужд между оборудованием конденсационного и теплофикационных блоков и оборудованием ПК и сетевой воде между оборудованием групп ТЭЦ-130ПП и ПВК в связи с наличием общестанционных трубопроводов по указанным потокам. Наличие общестанционных связей, с одной стороны, увеличивает надежность работы оборудования, с другой стороны, может привести к снижению экономичности работы оборудования.

Схема обеспечения паровых собственных нужд и выдачи пара внешним потребителям выполнена через общестанционные коллекторы давлением 14 кгс/см²:

* КСН № 1 и КСН № 2 каждый Ду 300 мм, расположенный в районе энергоблоков;

* КСН Ду 200 мм, расположенный в районе паровых котлов ГМ -50.

Коллекторы собственных нужд 14 кгс/см² объединены в единую систему паропроводов, выдача пара в них может производиться от отборов турбин ст. №№ 1, 2, 3, 4 (пар холодного промперегрева - ХПП) через РОУ СН 25/14 в размере, допускаемом техническими условиями на турбину, и от паровых котлов ГМ-50-14. Из системы КСН обеспечиваются следующие потребители:

· на собственные нужды энергоблоков ст. № 1, 2, 3, 4:

- продувка мазутных форсунок котлов;

- эжекторы уплотнений турбин;

- деаэраторы 7 кгс/см² и уплотнения турбин (во время пуска блока);

· на собственные нужды паровых пусковых котлов № 1, 2, 3 и пиковых водогрейных котлов № 1, 2, 3:

- продувка мазутных форсунок котлов;

· на общестанционные собственные нужды:

- мазутное хозяйство;

- подогреватели сырой воды (практически не используются в связи отсутствием необходимости подогрева сырой воды паром);

- пиковые подогреватели сетевой воды (в настоящее время не используются в схеме выдачи тепла);

- стройбаза;

- узел нейтрализации стоков.

Анализ отчетной документации по ТЭЦ-2 по тепловой экономичности оборудования станции показал, что за рассматриваемый период паровые котлы ГМ-50 (группа ПК) включались в работу только для обеспечения потребности в паре общестанционной испарительной установки.

Выдача пара 14 кгс/см² в КСН через РОУ СН производилась достаточно равномерно в течение года от всех энергоблоков с учетом их электрической нагрузки. Отпуск пара 14 кгс/см в КСН от 2 отбора (ХПП) каждого из энергоблоков № 1, 2, 3, 4, измеряется и учитывается по установленной форме. При этом на поддержание давления в КСН в зависимости от паровой нагрузки коллекторов выделяются один или два блока, РОУ СН остальных энергоблоков находятся в следящем режиме. Любой из работающих блоков может, как потреблять пар из КСН, так и выдавать его в КСН в штатных режимах и во время пуска.

Имеющиеся перетоки пара 140 кгс/см происходят между энергоблоками через КСН при потреблении блоком пара для пароснабжения собственных нужд.

С целью повышения надежности общестанционной схемы сетевой воды для сетевых насосов 1 ступени типа СЭ- 5000-70, установленных по 2 шт. на каждом теплофикационном блоке ст. № 1,2,3, предусмотрена возможность их работы через общестанционный коллектор Ду 600 мм на любую бойлерную установку. Распределение сетевой воды между бойлерными производится вручную машинистом блока по температуре сетевой воды на выходе из «бойлерной в зависимости от тепловой мощности блока.

Восполнение пароводяных потерь в ПВТ ТЭЦ-2 производится дистиллятом испарительных установок - БИУ и ОИУ. Основной водоподготовительной установкой является натрий - катионитная установка (НКУ). НКУ готовит питательную воду для БИУ, ОИУ, для паровых котлов ГМ-50-14 и подпиточную воду теплосети. Исходной водой НКУ является техническая вода циркуляционного контура ТЭЦ.

Конденсат греющего пара подогревателей откачивается конденсатными насосами через регулирующий клапан в линию основного конденсата (с ПСГ-1 в линию перед ПНД-2, с ПСГ-2 в линию за ПНД-2). При малых расходах греющего пара конденсат подогревателя ПСГ-2 сливается в конденсатор.

теплоэлектроцентраль насос изоляционный

3. Работа сетевого подогревателя ПСГ-5000-3,5-8-2

3.1 Назначение и технические данные

Подогреватель сетевой предназначен для подогрева сетевой воды паром, поступающим из отбора турбины.

Подогреватель представляет собой горизонтальный поверхностный пароводяной теплообменный аппарат и рассчитан по водяной стороне на работу с избыточным давлением, а по паровой -- в диапазоне давлений от вакуума до избыточного 0,35МПа

Присосы воздуха в вакуумную систему при работе подогревателя на режимах с давлением ниже атмосферного не должны превышать норм, регламентированных «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей» (ПТЭ).

3.2 Технические данные

Площадь поверхности теплообмена, м 5000

Параметры греющего пара:

максимальное рабочее давление, МПа 0,35

максимальная температура на входе, °С 300

максимальный расход, т/ч 390

Параметры сетевой воды:

максимальное рабочее давление, МПа 0,8

максимальная температура, °С 115

максимальный расход, т/ч 8000

Число ходов 4

Гидравлическое сопротивление при максимальном расходе, м.вод.ст. 16,1

Объем, м³

водяного пространства 45

парового пространства 70

Масса подогревателя с конденсатосборником, кг

Без воды 85000

С заполненным водой водяным пространством 130000

Полностью заполненным водой 200000

3.3 Устройство и работа

Подогреватель состоит из цельносварного корпуса, выполненного заодно с входной водяной камерой, и центрального трубного пучка, образованного прямыми трубами, развальцованными с обеих сторон в трубных досках и опирающимися на промежуточные трубные перегородки, установленные таким образом, чтобы исключить опасные формы колебаний при вибрации. Защита труб эрозионного воздействия парового потока достигается установкой внешних рядов стальных прутков. Возможность относительных расширений корпуса и труб поверхности теплообмена обеспечивается установкой линзовых компенсаторов на корпусе, а перемещение корпуса на опорах происходит в направлении от водяной камеры с патрубками, около которой расположена неподвижная опора.

Доступ в водяные камеры для осмотра, очистки труб и ремонта, а также в конденсатосборник, обеспечивается через лазовые отверстия, закрываемые крышками.

Греющий пар поступает из отборного трубопровода турбины и, конденсируясь на трубном пучке, отдает тепло проходящей по трубам сетевой воде. Конденсат из корпуса подогревателя стекает в конденсатосборник, откуда отводится насосом через клапан регулятора уровня. При возникновении неплотностей в вальцовочных соединениях труб засоленный конденсат может отводится отдельно, из отсеков расположенных у трубных досок, в солевой отсек конденсатосборника.

Паровоздушная смесь отводится через воздухоохладитель, выделенный из основного трубного пучка для ее дополнительной конденсации и охлаждения. Нагреваемая сетевая вода поступает во входную водяную камеру и, пройдя через трубный пучок в четыре хода, отводится из нее.

3.4 Подготовка к работе и порядок работы

Перед пуском в работу сетевого подогревателя производится проверка его технического состояния, исправности контрольно-измерительных приборов и арматуры.

Пуск сетевого подогревателя производится заполнением водяного пространства и последующем пропуском сетевой воды, имеющей показатели согласно «Правил технической эксплуатации тепловых сетей». При последующем пропуске в подогреватель пара интенсивность повышения в нем давления должна соответствовать нагреву сетевой воды, при котором разность между температурой насыщения пара и температурой сетевой воды на выходе из подогревателя не должна превышать 50 °С.

Останов подогревателя производится с отключением его сначала по пару, а затем по сетевой воде.

3.5 Режимы работы турбоагрегатов по схемам подогрева сетевой воды

На турбоагрегатах ст. № 1, 2, 3 предусмотрены следующие режимы работы турбоагрегатов по схемам подогрева сетевой воды:

1. одноступенчатый подогрев - в работе нижний теплофикационный отбор, подогрев сетевой воды осуществляется в ПСГ-1 (подогреватель сетевой горизонтальный № 1);

2. двухступенчатый подогрев включен верхний и нижний теплофикационные отборы, подогрев сетевой воды осуществляется последовательно в ПСГ-1 и ПСГ-2.

Конденсаторы турбин ст. № 1, 2, 3 имеют встроенные пучки, тепловой мощностью 10 Гкал/ч, в которые предусмотрен подвод сетевой (для предварительного подогрева обратной сетевой воды) и циркуляционной воды. В настоящий время через встроенные пучки подается циркуляционная вода а, следовательно, пучки как ступень подогрева сетевой воды не используются.

Сетевые подогреватели оказывают существенное влияние на экономические показатели турбины. Так как все сетевые подогреватели питаются паром только от турбины, то ухудшение качества работы любого из них непосредственно отражается на показателях другого и на тепловом процессе в турбине.

Повышении температурного напора нижнего ПСГ вызывает увеличение потребления пара верхним ПСГ с соответствующим ростом его температурного напора и уменьшением мощности турбины прежде всего за счет снижения мощности "промежуточного" отсека между отборами на ПСГ.

Повышение температурного напора верхнего ПСГ влечет за собой с учетом требования о соблюдении температурного графика теплосети повышение давления в камере верхнего теплофикационного отбора также с соответствующим снижением мощности турбины.

Для регулирования (снижения) температуры прямой сетевой воды (при низких теплофикационных нагрузках и превышении температуры, установленной диспетчерским графиком) используется байпас ПСГ, который используется для пропуска части воды помимо сетевых подогревателей.

Таблица 3.1 Максимально-допустимое абсолютное давление в камере регулируемого отбора.

Расход пара на турбин у т/ч	Максимально-допустимое абсолютное давление в камере регулируемого отбора, кгс/см2	Температура подогрева сетевой воды при работе с двумя теплофикационным и отборами, °С
	в верхнем теплофикационном отборе при работе с двумя отборами	в нижнем теплофикационном отборе при работе с одним отбором
670	2,0	1,5	118
600	1,7	1,3	110-112
500	1,2	1,0	98-100
360	0,8	0,6	88-92

Максимальные величины отборов на сетевые подогреватели определяются допустимым расходом пара на турбину в зависимости от давления в регулируемом отборе и допустимым нагревом воды в сетевых подогревателях.

Номинальная суммарная нагрузка отопительных отборов, равная 260 Гкал/ч, обеспечивается при номинальных параметрах свежего пара, расходе охлаждающей воды через конденсатор с ее расчетной температурой на входе в количестве не менее 11000 м/ч, полностью включенной регенерации, количестве питательной воды, подогреваемой в ПВД, равном 100 % расхода пара на турбину, при полном использовании пропускной способности турбины и при минимальном пропуске пара в конденсатор. Мощность турбины при этом зависит от температуры подогрева сетевой воды и составляет:

* 185 МВт при подогреве сетевой воды от 41 °С до 85 °С;

* 180 МВт при подогреве сетевой воды от 51 °С до 95 °С;

* 177 МВт при подогреве сетевой воды от 61 °С до 105 °С

На теплофикационном режиме турбина, как правило, работает с двумя отопительными отборами, так как такой режим является наиболее экономичным. Работа турбины с одним нижним отопительным отбором целесообразна только при малых тепловых нагрузках.

3.6 Схема отсоса неконденсирующихся газов

Схема отсоса неконденсирующихся газов на энергоблоках ст. №№ 1 и 2 была реконструирована. До 2000 года отсос паровоздушной смеси из подогревателей ПСГ-1 и ПСГ-2 осуществлялся эжектором ПСГ. Из опыта эксплуатации было доказано, что схема турбоагрегата ст. № 3 проще и надёжнее - отсос газов производится непосредственно в конденсатор турбины. В результате при проведении капитальных ремонтов произведён монтаж схемы аналогично схеме на энергоблоке ст. № 3 - демонтирован эжектор ПСГ, отсосы с конденсатосборников ПСГ-1 и ПСГ-2 заведены непосредственно в подогреватели без отключающей арматуры.

Отсос неконденсирующихся газов из корпусов ПСГ направлен по каскадной схеме в конденсатор.

4. Рекомендации по увеличению надежности работы насосов ТТЭЦ-2

4.1 Недостатки системы подготовки теплоносителя

Насосы первого и второго подъемов в отопительном сезоне создают в сумме напор на 100 м больший требуемого. В весенне-летне-осенних режимах запас по напору еще больше. Ухудшает положение байпасирование насосов, применяемое для регулирования режимов работы. Все это обуславливает работу насосов вне рабочей зоны характеристики без требуемого подпора.

В связи с наличием рециркуляции в контурах каждого подъема расходы, циркулирующие в них не совпадают.

В системе сложилась ситуация изначально обуславливающая возможность кавитации насосов второго подъема. Насосы первого подъема с учетом давления на их всасе (15 м) и потерь напора в последовательно установленных бойлерах с коммуникациями до 15 м создают на всасе насосов второго подъема давление около 40 м. Этого недостаточно при выходе режимной точки насосов второго подъема из рабочей зоны характеристики. Это обуславливает ускоренный износ насосов и оборудования и перерасход электроэнергии на перекачку теплоносителя.

Недостатком системы подготовки и подачи теплоносителя Тюменской ТЭЦ-2 является необходимость пропуска всего расхода теплоносителя по коммуникациям котельной части системы, бесполезно срабатывая напор порядка 15м. Для снижения расхода электроэнергии при отключении части котлов целесообразно пропускать через эту часть системы, только подогреваемую часть расхода, возможно меньшую, чем в настоящее время, но с большим нагревом. Остальную воду следует пропускать по кратчайшему расстоянию от отдельной группы насосов второго подъема к выводам.

4.2 Рекомендации по совершенствованию насосов

Для обеспечения требуемого подпора на всасе насосов и работы их в рабочей зоне характеристики следует:

Поддерживать напор насосов первого подъема на уровне:

Н = hподпора мак. 2 подъема + hбойлеров - hподпора насосов 1 подъема = (30-40м) + hбойлеров - 15м.

Насосы второго подъема, имея подпор 30 - 40 м, должны развивать напор для пропуска теплоносителя непосредственно на вывода

Н = Рвывод - Рвс + hком = 120-(30 - 40) + hком = 100м.

Насосы, предназначенные для пропуска расхода через котлы, должны развивать напор порядка 120м.

Различие в напорах, развиваемых на границах рабочей зоны характеристики насосов СЭ-5000-160 и СЭ-2500-180 со срезанными рабочими колесами, составляет примерно 30м. Можно было бы работать на котлы в левой части характеристики насосов, минуя котлы в правой. Однако, в обоих случаях величина напора сетевых насосов существенно выше требуемой, т.е. желательно иметь насосы с напором примерно 90-120 м.

Наиболее приемлемый метод изменения характеристик из возможных (замена насосов на более низконапорные; установка двигателей с меньшей частотой вращения; срезка рабочего колеса) это обточка колес насосов. На первом подъеме установить дополнительные разменные насосы (СЭ 2500-60, СЭ 1250-60, СЭ 750-70) с соответствующей срезкой рабочего колеса.

Следует иметь в виду, что при увеличенных зазорах между защитно-уплотнительными кольцами расход в рабочем колесе существенно выше, чем расход, выходящий в напорный патрубок насоса. Вследствие этого Кавитационная характеристика насоса значительно хуже, чем паспортная (для данной подачи).

Для обеспечения подачи теплоносителя в летнем режиме требуются «свои» низконапорные насосы. Эти насосы можно установить отдельной группой на всю станцию.

Насосы подпитки развивают слишком большую подачу и напор, в результате этого их дросселируют. Для снижения избыточных напоров требуются разменные насосы с меньшим напором.

4.3 Кавитационные явления в насосах

Кавитация - нарушение сплошности потока в насосе вследствие снижения давления в отдельных областях проточного тракта до давления насыщения паров. В этих областях образуется большое число разрывов, наполненных выделившимся из воды газом и парами. Область, занятую разрывами, называют кавитационной каверной. Давление в ней равно давлению насыщенных паров Р_пар. Перемещаясь с потоком в области проточного тракта с давлением, превышающим Р_пар, разрывы смыкаются (захлопываются), причем этот процесс сопровождается гидравлическим ударом. При захлопывании кавитационных разрывов в близи стенок проточного тракта в материале стенок в месте захлопывания появляются усталостные напряжения, наклеп и разрушение. Помимо этого разрываются электрохимические и коррозионные процессы, увеличиваются вибрация и шум, создаваемые насосом. Из-за нестабильности кавитационной каверны появляется гидравлический дебаланс рабочего колеса, увеличиваются вибрация и динамические нагрузки. При значительных размерах кавитационной каверны резко снижаются энергетические параметры насоса.

Наиболее уязвимыми для кавитации являются поверхности лопастей рабочего колеса у входных кромок. При малых подачах кавитационная каверна образуется с вогнутой стороны, при больших с выпуклой. При больших подачах интенсивность кавитации особенно велика.

Основные способы подавления кавитации в насосах обоснованное ограничение режима работы насоса и назначение высоты всасывания H_s или подтопления рабочего колеса Н_1, соответствующий назначенному режиму.

Значение H_s определяют по формуле:

H_s^доп = -H₁^доп =P_атм H/pg-P_nap/pg-Дh^доп - h_wвс (4.1)

где Р_атм и Р_пар - соответственно атмосферное давление и давление насыщенных паров;

Дh^доп - допустимый кавитационный запас;

h_wвс - потери напора во всасывающей линии;

Значения Дh^доп берется с кавитационных характеристик насосов, приведенных в официальных каталогах, выпускаемых заводами изготовителями.

Кавитационная характеристика устанавливает зависимость допустимого кавитационного запаса Дh^доп от подачи. Кавитационная характеристика сетевых насосов имеет вид параболы, у которой допустимый кавитационный запас существенно увеличивается при увеличении подачи. Характеристики Дh^доп получают в эксперименте путем снятия частных кавитационных характеристик N, H, з=fДh при постоянной подаче насоса. Снятие каждой характеристики начинают при давлении во всасывающем патрубке, исключающем кавитацию, и заканчивают при полном срыве работы насоса, т.е. при резком падении напора.

Допустимый кавитационный запас определяют по формуле:

Дh^доп= цДh_кр (4.2)

где ц - коэффициент запаса, принимаемый в зависимости от условий работы насоса 1,1 - 1,5;

Дh_кр- минимальный критический кавитационный запас (м), определяемый при кавитационных испытаниях насоса по снижению энергетических показателей насоса на 1,6-3 %.

Сложность и малая изученность явлений кавитации, многообразие вредных ее проявлений приводит к тому, что применяемая в настоящее время методика оценки кавитационных показателей насосов, а следовательно, и выбора режимов их эксплуатации, а так же подпора на всасе насоса имеет ряд существенных недостатков.

Вследствие невозможности снятия кавитационных характеристик крупных насосов на заводских кавитационных стендах их пересчитывают с модельных характеристик, полученных изложенным выше энергетическим способом, т.е. по снижению энергетических показателей при снижении давления перед рабочим колесом. Такая методика позволяет определить Кавитационные явления только при значительном их развитии. Между тем отрицательные явления в виде вибрации агрегата, эрозии обтекаемых поверхностей и шума отмечаются на более ранних стадиях развития кавитации. Кроме того, при пересчете кавитационного запаса с модели на натуру вносятся погрешности из-за отсутствия возможности моделирования всех изменяющихся параметров. Поэтому часто насосы, устанавливаемые и эксплуатируемые в соответствии с заводской кавитационной характеристикой (H_s >=Н_s^доп), имеют повышенную вибрацию, а после короткого периода эксплуатации значительный объем кавитационной эрозии. Особенно большие неприятности из-за кавитации отмечаются в насосах, изготовленных из чугуна и других материалов с пониженной стойкостью против кавитационной эрозии.

В связи с тем, что характеристики полученные пересчетом с модельных, часто не дают исчерпывающего ответа, обоснованный выбор величины подтопления рабочего колеса и режима эксплуатации возможен только на основании результатов натурных кавитационных испытаний, включающих определение кавитационного запаса по снижению энергетических параметров, результатов измерения уровней пульсации, вибрации и шума.

Измерения вибрации показали, что при снижении кавитационного запаса увеличение вибрации корпуса насоса отмечается раньше, чем снижение энергетических показателей. Построенная по результатам вибрационных испытаний линия изменения кавитационного запаса Дh^доп_вибр=f(Q), обеспечивающего отсутствие повышенных вибраций из-за кавитации, проходит выше обеих линий кавитационного запаса заводской и полученной при испытаниях, построенных энергетическим способом. Изменения в характере пульсаций давления и уровня звукового давления отмечаются также раньше, чем повышение вибрации. При этом отмечаются Кавитационные щелчки, изменение уровня звукового давления на ряде частот звукового спектра.

Существенное влияние на развитие кавитации оказывает температура перекачиваемой воды.

4.4 Результаты обследования новых и изношенных рабочих колес сетевых насосов первого и второго подъемов

Сетевые насосы первого подъема.

Были обследованы одно новое и два проработавших рабочих колеса насоса СЭ 5000-70. Рабочие колеса насосов чугунные целые двойного входа d=550мм. Новое рабочее колесо имеет ряд существенных дефектов.

Основные из них:

1. Полное отсутствие обработки поверхностей проточного тракта. Рабочее колесо, отлитое из чугуна, прошло только токарную обработку наружной поверхности, хотя чистота внутренних поверхностей рабочего колеса должна соответствовать 6 классу.

2. Входные кромки лопастей толщиной 12-18 мм не имеют скруглений.

3. Имеется много литьевых выступов, раковин и наплывов.

4. Имеется много литьевых выступов, раковин и наплывов.

5. Отсутствует плавный переход от конуса переднего диска к межлопастной поверхности.

6. Центральный диск не доведен до d₂. Толщина выходной кромки колеблется от 12 до 18 мм, хотя должна сходить на нет. Этот дефект практически неисправим.

Два обследованных работавших колеса имеют сквозной износ в средней части лопастей в месте примыкания их к переднему и среднему дискам. Износ развивается со стороны выпуклой поверхности. Впечатление, что из-за резкого поворота потока и очень плохой формы передней кромки в углу между лопастью и передним диском возникает каверна, которая замыкается на расстоянии 8 - 16 см от входной кромки. Аналогичная картина кавитационного износа наблюдается и у среднего диска. Здесь интенсивность износа несколько меньше, но тоже велика ( на отдельных лопастях площадь отверстий достигает 4 см ). Эпицентр износа находится ближе к входной кромке. В обоих случаях он близок к выходному периметру центрального диска, что объясняется диффузорностью потока в этом месте. Создается впечатление, что наибольший износ наблюдается у лопастей с наиболее грубой передней кромкой.

Сетевые насосы второго подъема

Были обследованы одно новое и одно проработавшее рабочее колесо насоса СЭ 5000-160. Рабочие колеса насосов из нержавеющей стали, составные из двух колес одностороннего входа имеют диаметр d=410мм(d^ном =420 мм).

1. В основном, профиль лопастей рабочего колеса в удовлетворительном состоянии, однако, на поверхности имеется много литьевых выступов, раковин и наплывов. Толщина лопасти на входе 6 мм. Входная кромка не имеет скругления. Требуется ее точная лекальная доводка.

2. Отсутствует обработка поверхностей проточного тракта. Рабочее колесо, отлитое из нержавеющей стали, прошло только токарную обработку наружных поверхностей, хотя чистота внутренних поверхностей должна соответствовать 6 классу.

3. Отсутствует плавный переход от входного конуса переднего диска к межлопастной поверхности.

Работавшее колесо имеет сквозной износ в средней части лопастей в месте примыкания их к переднему диску. В остальных местах эрозия существенно меньше. Как и в насосах первого порядка износ развивается со стороны выпуклой поверхности. Впечатление, что из-за резкого поворота потока и плохой формы передней кромки в углу между лопастью и передним диском возникает каверна, которая замыкается в средней части лопасти. Создается впечатление, что наибольший износ наблюдается у лопастей с наиболее грубой передней кромкой.

4.5 Причины усиленного кавитационного износа насосов

Основными причинами усиленного кавитационного износа лопастей рабочего колеса сетевых насосов СЭ-5000-70 и СЭ-5000-160 является их эксплуатация с подачами, значительно превышающими подачи на границе рабочей зоны характеристики, отсутствие требуемого для данного режима кавитационного запаса и неудовлетворительное состояние поверхностей проточного тракта.

4.6 Рекомендации по снижению кавитационного износа сетевых насосов

Для снижения кавитационного износа сетевых насосов рекомендуется провести работы в двух направлениях:

1. Исключение режимов, опасных с точки зрения кавитации.

2. Доводка рабочих колес сетевых насосов до проектного состояния.

Мероприятия режимного характера по снижению кавитационного износа насосов

Для исключения режимов, опасных с точки зрения кавитации, следует эксплуатировать насосы в рабочей зоне характеристики, обеспечивая при этом необходимый для развиваемой подачи кавитационный запас. В условиях Тюменской ТЭЦ-2 суммарный напор, развиваемый насосами первого и второго подъема в рабочей зоне характеристики, существенно (на 100 м) превышает требуемый по условиям подачи теплоносителя в магистральную сеть города. Поэтому необходимо с одной стороны снизить расходно-напорные характеристики насосов, а с другой, по возможности, обеспечить производительность станции, кратную подачи целого числа насосов. Для этого следует:

1. Расчетные расходы теплоносителя на выходе из ТЭЦ-2 на отопительный сезон следует увязывать с характеристиками насосов, бойлеров и водогрейных котлов и, наоборот, характеристики насосов следует приводить в соответствие с обоснованными требованиями теплосети.

2. Наиболее приемлемым из возможных методов изменения характеристик (замена насосов на более низконапорные; установка двигателей с меньшей частотой вращения; обточка рабочего колеса) является обточка рабочих колес насосов.

3. Отказаться от применения байпасирования (рециркуляции) в качестве метода регулирования режима работы насоса. Внедрить более подходящий для создавшихся условий метод регулирования расхода теплоносителя. Наиболее простым, но более соответствующим ,является дросселирование. При дросселировании будет снижен перерасход электроэнергии , снижены динамические нагрузки на элементы системы и их отрицательные последствия и, самое главное снижен кавитационный износ рабочих колес.

4. В качестве регулирующего органа для дросселирования может быть использован шаровой затор. В некоторой мере дросселировать напор можно отключением части коллекторов и перемычек.

Мероприятия по доводке рабочих колес сетевых насосов первого и второго подъемов до проектного состояния.

1. Обточка рабочего колеса до диаметра 510 мм - СЭ-5000-70 и до 390мм-СЭ-5000-160.

2. Скругление входных кромок.

3. Доводка поверхности лопастей и дисков до соответствующей 6 классу точности: снятие литьевых наплывов и выступов, шлифовка поверхностей, кромок и сопряжений.

4. Скругление перехода от обточенного входного отверстия в переднем диске к внутренней поверхности диска.

5. Динамическая балансировка ротора насоса (вал, втулки, рабочее колесо).

6. Выравнивание поверхности и плавное уменьшение толщины лопасти к выходной кромке до 10-12 мм для СЭ-5000-70 и до 5 мм для СЭ-5000-160.

7. Выравнивание поверхности и плавное уменьшение толщины центрального диска к выходной кромке до 12-13 мм для СЭ-5000-70 и до 4 мм для СЭ-5000-160.

5. Тепловая нагрузка

Климат района резко континентальный с продолжительной снежной зимой и коротким теплым летом. Согласно СНиП 23-01-99 средняя температура января - (-17,4^оС), июля - (+18,2°С), наиболее холодной пятидневки - (-38°С) и отопительного периода - (-7,2 °С). Продолжительность отопительного периода - 225 суток.

5.1 Уровень тепловых нагрузок ТТЭЦ-2

Уровень тепловых нагрузок ТТЭЦ-2 за последние годы представлен в таблице. Учитывая, что уровень фактических тепловых нагрузок значительно ниже проектных, на станции образовался значительный резерв тепловой мощности. Это наглядно видно из приведенной ниже таблицы, которая показывает динамику роста присоединенных тепловых нагрузок внешних потребителей в горячей воде.

Таблица 5.1. Уровень тепловых нагрузок ТЭЦ-2 за последние годы

№ п/п	Наименование	2000/ 2001 г.	2001/ 2002 г.	2002/ 2003 г.	2003/ 2004г.
1	Тепловая нагрузка внешних потребителей в горячей воде (по заявке), Гкал/ч	664	737,0	788,7	765,5
2	Тепловая нагрузка в горячей воде промплощадки, Гкал/ч	33,7	33,7	33,7	33,7
3	Установленная тепловая мощность отборов и встроенных пучков турбин и ПВК, Гкал/ч	1350	1350	1350	1350
4	Резерв тепловой мощности в горячей воде, Гкал/ч	652,3	579,3	527,6	550,8

Как видно из приведенных данных за рассматриваемый период, присоединённая тепловая нагрузка к ТЭЦ-2 значительно ниже ее установленной мощности, в результате чего основное оборудование, незагруженное по теплу, обеспечивает резерв тепловой мощности в размере от 527,6 Гкал/ч до 652,3 Гкал/ч,

Существующая система теплоснабжения ТЭЦ-2 состоит из трёх теплофикационных установок турбоагрегатов Т-180/210-130-1 ст. №№ 1-3, в которых осуществляется 2^х-ступенчатый подогрев сетевой воды в горизонтальных сетевых подогревателях ПСГ-5000-3,5-8-1, подключённых к верхнему (VI отбор) и нижнему (VII отбор) теплофикационным отборам, трёх пиковых водогрейных котлов КВГМ-180-150-2 ст. №№ 1-3, двух пиковых бойлеров, трёх паровых котлов типа ГМ-50-14 и установки по подготовке воды для подпитки теплосети, расположенных в здании объединённого главного корпуса (ОГК), и внутриплощадочных трубопроводов сетевой воды. Пиковые бойлера и паровые котлы, установленные в период строительства ТЭЦ-2, в настоящее время для целей теплоснабжения не используются.

Система теплоснабжения - закрытая. Около 70 % систем горячего водоснабжения (ГВС) потребителей работает по двухступенчатой схеме с последовательным присоединением водоподогревателей. Остальные системы ГВС работают по параллельной и смешанной схемам.

Установленное на ТЭЦ-2 оборудование в настоящее время обеспечивает отпуск тепла:

· внешним потребителям - в виде горячей воды отработанным паром отборов теплофикационных турбин энергоблоков ст. № 1, 2, 3 и водогрейными котлами КВГМ-180-150-2 ст. № 1, 2, 3;

· на собственные нужды станции - в виде горячей воды аналогично предыдущему пункту и в виде пара (отработанный пар турбин - из холодной нитки промперегрева) от РОУ собственных нужд, установленных на энергоблоках № 1, 2, 3, 4.

Присоединённая к ТЭЦ-2 тепловая нагрузка внешних потребителей в горячей воде определяется ОП «Тюменские тепловые сети». Размер расчётного отпуска тепла, расхода сетевой и подпиточной воды, температурный график и гидравлический режим в сетях на каждый отопительный сезон регламентируется утверждённой ОАО «Тюменьэнерго» «Инструкцией по гидравлическому и температурному режимам тепловых сетей г. Тюмени при совместной работе ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 ...».

Общестанционная схема сетевой воды предусматривает выдачу тепла от теплофикационных установок энергоблоков ст. № 1, 2, 3 в общий коллектор с последующим догревом в пиковых водогрейных котлах.

Коэффициент теплофикации согласно проекту принят равным 0,47, что является оптимальным для района Сибири. Однако, в настоящее время из-за снижения присоединённой к ТЭЦ-2 тепловой нагрузки в горячей воде по сравнению с проектной величиной коэффициент теплофикации значительно выше и составляет 0,68-0,73, что несколько превышает верхний предел оптимального значения.

Отпуск тепла от ТЭЦ-2 внешним потребителям производится по одному тепловыводу Ду 1200 мм. Для повышения надежности системы теплоснабжения города выполнено резервирование трубопроводов прямой сетевой воды только в главном корпусе (два отключаемых трубопровода Ду 1200 мм и Ду 600 мм) и в павильоне задвижек (два отключаемых трубопровода Ду 1200 мм).

Такая схема с одним тепловыводом Ду 1200 мм имеет следующие недостатки:

· не обеспечивает достаточной надежности системы теплоснабжения города из-за отсутствия второго тепловывода, который по проекту должен был закольцевать систему теплосетей города со стороны микрорайона ж. д. ст. Войновка;

· в перспективе может ограничить возможный максимальный от ТЭЦ отпуск тепла в город.

Отпуск тепловой энергии на собственные нужды станции в виде горячей воды (отопление, вентиляция, ГВС) осуществляется также по температурному графику 150/70°С через распределительную гребенку, расположенную в постоянном торце ОГК.

5.2 Основные технико-экономические показатели работы системы теплоснабжения ТЭЦ-2

Ниже, приведены основные технико-экономические показатели работы системы теплоснабжения ТЭЦ-2 по отпуску тепловой энергии в виде горячей воде внешним потребителям за период с 2000 по 2003 г.

Основные технико-экономические показатели работы системы теплоснабжения ТЭЦ-2 за период 2000-2003 г.г.

Таблица 5.2

№ п/п	Наименование	2000 г.	2001 г.	2002 г.	2003 г.
		Отопит. сезон	Отопит. сезон	Отопит. сезон	Отопит. сезон
		1999/ 2000	2000/ 2001	2000/ 2001	2001/ 2002	2001/ 2002	2002/ 2003	2002/ 2003	2003/ 2004
1	Тепловая нагрузка внешних потребителей, подключенных к ТЭЦ-2 (по заявкам потребителей), Гкал/ч	651	664	664	737	737	788,5	788,5	765,5
2	Расчетная (плановая) тепловая нагрузка по отчетным данным ОП «ТТС», Гкал/ч	639	726	750	-
3	Фактический максимум тепловой нагрузки, достигнутый при t Рнв=t Фнв, Гкал/ч	684,7 tФнв=-34,20С	595,3 tФнв=-31,60С	722,5 tФнв=-34,10С	-
4	Расход сетевой воды, т/ч:
	-Плановый в отопительном сезоне (по заявке ОП «ТТС»	9600	9000	9000	9900	9900	10840	10840	10570
	-Расчетный средний в отопительном периоде (по отчетным данным ОП «ТТС»)	9400	8660	8660	9900	9900	10840	10840	-
	-Фактический средний в отопительном периоде (по отчетным данным ОП «ТТС»	9164	9306	9050	9600	9906	9816	-	-
5	Расход подпиточной воды, т/ч:
	-Плановый в отопительном сезоне(по заявке ОП «ТТС»)	220	131	131	132	132	132	132	152
	-Плановый средний в отопительном периоде по отчетным данным ОП «ТТС»)	220	131	131	132	132	132	-	-
	-Фактический Средний в отопительном периоде (по отчетным данным ОП «ТТС»	328	338	-	321,3	-	290,6	-	-
6	Фактическая температура наружного воздуха в отопит. периоде (за отчетные месяцы), 0С	-7,21	-8,96	-6,04	-9,85	-
7	Температура сетевой воды в отопит. периоде (за отчетные месяцы), 0С:

Подобные документы

• Теплоснабжение районов г. Казани

  Расчетные тепловые нагрузки района. Выбор системы регулирования отпуска теплоты. Построение графика для отпуска теплоты. Определение расчетных расходов сетевой воды. Подбор компенсаторов и расчет тепловой изоляции. Подбор сетевых и подпиточных насосов.
  
  курсовая работа [227,7 K], добавлен 10.12.2010
  

• Разработка теплоснабжения района города Архангельск

  Оценка расчетных тепловых нагрузок, построение графиков расхода теплоты. Центральное регулирование отпуска теплоты, тепловой нагрузки на отопление. Разработка генерального плана тепловой сети. Выбор насосного оборудования системы теплоснабжения.
  
  курсовая работа [2,5 M], добавлен 13.10.2012
  

• Выбор оборудования и расчёт показателей тепловой эффективности теплоэлектроцентрали

  Годовой отпуск теплоты от теплоэлектроцентрали. Производственно-технологическое и коммунально-бытовое теплопотребление. Отпуск теплоты по сетевой горячей воде. Выбор основного оборудования и расчет показателей тепловой экономичности теплоэлектроцентрали.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 23.06.2014
  

• Расчет тепловой сети

  Определение величин тепловых нагрузок района и годового расхода теплоты. Выбор тепловой мощности источника. Гидравлический расчет тепловой сети, подбор сетевых и подпиточных насосов. Расчет тепловых потерь, паровой сети, компенсаторов и усилий на опоры.
  
  курсовая работа [458,5 K], добавлен 11.07.2012
  

• Проектирование теплофикационной установки на ТЭЦ ЦКТИ для нового микрорайона

  Тепловая схема проектируемой теплофикационной установки. Выбор основного оборудования: подогревателей сетевой воды, насосов, трубопроводов, компоновочных решений. Тепловой, проверочный, гидравлический и прочностной расчет сетевых подогревателей.
  
  курсовая работа [815,6 K], добавлен 15.04.2015
  

• Проект теплоэлектроцентрали (ТЭЦ)

  Расчет тепловой нагрузки и построение графика. Предварительный выбор основного оборудования: паровых турбин и котлов. Суммарный расход сетевой воды на теплофикацию. Расчет тепловой схемы. Баланс пара. Анализ загрузки турбин и котлов, тепловой нагрузки.
  
  курсовая работа [316,0 K], добавлен 03.03.2011
  

• Расчет подогревателя высокого давления ПВД для турбины К-1000-60/3000

  Краткая характеристика подогревателя турбины К-1000–60/3000, ее структура и основные элементы, принцип работы и назначение. Схема движения сред. Определение тепловых нагрузок в ОП, СП, ОК. Тепловой расчёт собственно подогревателя и охладителя конденсата.
  
  курсовая работа [159,8 K], добавлен 02.07.2011
  

• Исследование влияния изменения параметров и структуры ПТС ПТУ с турбиной типа ПТ-145–130 на показатели тепловой экономичности

  Принципиальная тепловая схема энергетического блока. Определение давлений пара в отборах турбины. Составление сводной таблицы параметров пара и воды. Расчет схем отпуска теплоты. Показатели тепловой экономичности блока при работе в базовом режиме.
  
  курсовая работа [1,9 M], добавлен 26.12.2010
  

• Теплоснабжение района города

  Определение расчётных тепловых нагрузок района города. Построение графиков расхода теплоты. Регулирование отпуска теплоты. Расчётные расходы теплоносителя в тепловых сетях. Гидравлический и механический расчёт водяных тепловых сетей, подбор насосов.
  
  курсовая работа [187,6 K], добавлен 22.05.2012
  

• Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения п. Шеркалы Тюменской области

  Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки, температур и расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной. Тепловой расчет котла, текущие затраты.
  
  курсовая работа [384,3 K], добавлен 17.02.2010
  

• Назначение, принцип работы и характеристика основного оборудования теплоэлектроцентрали

  Описание структуры и тепловой схемы теплоэлектроцентрали, турбоагрегата и тепловой схемы энергоблока, конденсационной установки, масляной системы. Энергетическая характеристика и расход пара на турбину. Принцип работы котла и топочного устройства.
  
  отчет по практике [2,3 M], добавлен 25.04.2013
  

• Пылеугольный блок мощностью 750 МВт

  Тепловая схема энергоблока с турбоустановкой К-750-24.0 на номинальном режиме. Выбор основного оборудования конденсационного блока. Тепловой и гидравлический расчеты подогревателя низкого давления смешивающего типа. Схемы организации слива дренажа ПНД.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 06.07.2012
  

• Выбор оборудования и расчет тепловой схемы промышленной теплоэлектроцентрали (электрическая мощность 200 МВт)

  Теплоэлектроцентраль как разновидность тепловой электростанции: знакомство с принципом работы, особенности строительства. Рассмотрение проблем выбора типа турбины и определения необходимых нагрузок. Общая характеристика принципиальной тепловой схемы.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 14.04.2014
  

• Тепловая схема энергоблока К-330 ТЭС

  Расчет принципиальной тепловой схемы энергоблока К-330 ТЭС. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Расчет подогревателя ПН-1000-29-7-III низкого давления с охладителем пара. Сравнение схем включения ПНД в систему регенеративного подогрева.
  
  дипломная работа [1,8 M], добавлен 07.08.2012
  

• Тепловой насос "воздух-воздух"

  Тепловые насосы, работающие от воздушного источника, принцип их действия. Принципиальная схема работы. Организация работы отопительной системы. Рынок воздушных тепловых насосов в странах Северной Европы. Повышение энергоэффективности воздушных насосов.
  
  курсовая работа [719,1 K], добавлен 01.06.2015
  

• Расчет принципиальной тепловой схемы т/у Т-100/120-130

  Модернизация турбоустановки Кумертауской ТЭЦ; описание и расчет принципиальной тепловой схемы в номинальном и конденсационном режимах; выбор основного и вспомогательного оборудования; тепловой и поверочный расчеты сетевого подогревателя; себестоимость.
  
  дипломная работа [755,1 K], добавлен 07.08.2012
  

• Расчет тепловых затрат на коммунально-бытовые нужды

  Характеристика тепловой нагрузки. Определение расчётной температуры воздуха, расходов теплоты. Гидравлический расчёт тепловой сети. Расчет тепловой изоляции. Расчет и выбор оборудования теплового пункта для одного из зданий. Экономия тепловой энергии.
  
  курсовая работа [134,1 K], добавлен 01.02.2016
  

• Расчет и компоновка основных элементов тепловой схемы производственно-отопительной котельной автохозяйства

  Расчет тепловых нагрузок. Определение паропроизводительности котельной. Конструктивный тепловой расчет сетевого горизонтального пароводяного подогревателя. Годовое производство пара котельной. Схема движения теплоносителей в пароводяном теплообменнике.
  
  контрольная работа [4,0 M], добавлен 15.01.2015
  

• Расчет подогревателя воды выхлопными газами ГТД

  Схема теплообменника. Расчет геометрии пучка трубок; передаваемой теплоты по падению температуры газа; эффективности ребра; коэффициентов теплоотдачи и оребрения трубок. Оценка гидросопротивлений. Проверка эффективности теплообменника перекрестного тока.
  
  контрольная работа [1,2 M], добавлен 25.12.2014
  

• Теплоснабжение жилого района

  Построение графиков регулирования отпуска теплоты. Определение расходов сетевой воды аналитическим методом. Потери напора в домовой системе теплопотребления. Гидравлический расчет трубопровода тепловых сетей. Подбор подпиточного и сетевого насоса.
  
  курсовая работа [112,4 K], добавлен 14.05.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам