Таблица 3.7

Определяющие характеристики системы теплоснабжения завода

Определяющая роль отопительной нагрузки завода, наряду с неравномерностью, имеет и другой негативный момент - относительная неопределенность прогнозов и соответствующих расчетов, связанная с известной неопределенностью климатических условий в тот или иной период. Это налагает важное требование к проектируемой системе: ее показатели должны сохраняться на высоком уровне в широком диапазоне изменения нагрузок.

Суточный график теплопотребления,остается весьма неравномерным, что обуславливает необходимость принятия специальных мер по обеспечению стабильной загрузки генерирующих мощностей. К таким мерам относится, прежде всего, тепловое аккумулирование. Емкость аккумуляторов, мощности устройств заряда и разряда определяются характерным суточным графиком нагрузки системы теплоснабжения. Соответствующая величина производительности когенерационной установки оказывается равной 9 Гкал/ч. Эта нагрузка состоит из существующей среднесуточной нагрузки 4,5 Гкал/ч и такой же нагрузки, связанной с возвратом завода к использованию ТЭ в технологических процессах. Это запланированно осуществить в период строительства ТЭЦ до ввода ее в эксплуатацию (см. Приложение). Неравномерность суточного графика летнего периода обусловлена 2-х сменной работой предприятия, относительно небольшой суммарной величиной технологической нагрузки при наличии пикового потребления горячей воды столовыми и буфетами. Для обеспечения работы когенерационной установки в постоянном, номинальном режиме в составе системы теплоснабжения включен тепловой аккумулятор, требуемая емкость которого, с учетом возможных отклонений суточного расхода от приведенного ранее характерного графика теплопотребления, следует принять до 24 Гкал при мощности зарядной системы 3 Гкал/ч, разрядной - 5 Гкал/ч. Учитывая, что требуемая температура теплоносителя у всех потребителей не превышает 80-90 ^оС, наличие в настоящее время на заводе тепловых аккумуляторов общим объемом по воде до 320 м³ с температурой 65^оС, к установке принимаем тепловой аккумулятор того же типа, использующем в качестве аккумулирующей среды воду. Емкость существующих аккумуляторов составляет 8 Гкал. Их безусловно следует использовать в проектируемой структуре мини ТЭЦ. Таким образом, дополнительно требуется емкость аккумуляторов 16 Гкал. Вновь вводимые аккумуляторы в отличие от существующих имеют рабочее давление равное рабочему давлению котлоагрегатов мини-ТЭЦ. Это позволяет температуру теплоносителя в них составит 150^оС. При используемом перепаде температур 85^оС, требует объем воды до 188 м³. Мощность разрядной системы определена выше, мощность зарядной системы - 2,0 Гкал/ч. В этом случае будет иметь место работа ГПА в течение суток с номинальной мощностью.

Требуемые для работы ТЭЦ деаэрационная установка, химводоподготовка и прочие вспомогательные системы - используется имеющееся на заводе подобное оборудование существующей системы теплоснабжения. Сохранение прежних тепловых потребителей и тепловых сетей гарантирует обеспечение работы ТЭЦ с прежними вспомогательными системами.

Минимальная отопительная нагрузка отопительного периода по фактическим данным работы системы теплоснабжения завода определена 17 Гкал/ч. Число часов стояния среднесуточной температуры наружного воздуха ниже 8^оС, когда включается система отопления, согласно статистическим наблюдениям, для г. Жодино определено 4848. Таким образом, нагрузка более 26 Гкал/ч, состоящая из минимальной 17 Гкал/ч отопительной и 9 Гкал/ч нагрузки технологической и ГВС, будет иметь место в течение не менее 4848 часов. Данная нагрузка когенерационной установки, во-первых, может покрываться только при использовании угля в ее котлоагрегате (КА), во-вторых, эта нагрузка превышает минимальное значение, которое допускается при работе данного КА на угле. В течение 1555 часов в году котлоагрегат когенерационной установки будет работать по угольной нагрузке с неполной мощностью, средняя величина которой составляет 18 Гкал/ч. Максимальная суммарная тепловая мощность когенерационной установки составляет 27 Гкал/ч. При работе второй установки без угля сугубо в утилизационном режиме мощность ТЭЦ составит 31,5 Гкал/ч. Данной нагрузке, согласно графику тепловых нагрузок, соответствует среднесуточная температура наружного воздуха (+1) ^оС, продолжительность работы оборудования с нагрузкой превышающей данную составляет 3274 часов. Именно такое время один из котлоагрегатов когенерационной установки будет работать с использованием угля на полной мощности. Дальнейшее увеличение нагрузки (выше 31,5 Гкал/ч) предполагает использование подачи угля в оба котла. Максимальная тепловая нагрузка ТЭЦ оказывается равной 54 Гкал/ч (продолжительность работы оборудования с нагрузкой превышающей данную составляет 940 часов, среднесуточная температура наружного воздуха (-13) ^оС), 9 Гкал/ч из которых относится к теплофикационной нагрузке. При этом, ТЭЦ работает с максимальной нагрузкой. В течение 940 часов, при температуре наружного воздуха ниже (-13) ^оС, потребуется использование пиковых мощностей существующих газовоздушных подогревателей (ГВС). Суммарная производительность теплогенерирующих мощностей - не более 88,5 Гкал/ч. Относительная величина пикового теплопотребления в годовом потреблении ТЭ составляет 6%. Когенерационная доля тепловой нагрузки отопительного периода равна 27%, за весь год - 29%, в неотопительный период - 100%.

Электрические нагрузки завода, как следует из данных эксплуатации, изменяются от минимальной величины 6 МВт до максимальной - 21 МВт. Указанная минимальная электрическая нагрузка не обеспечивает полное внутреннее электропотребление когенерационной выработки собственных мощностей на номинальной мощности. В этой связи избыточная электроэнергия (ЭЭ) будет реализована внешнему потребителю, в роли которого наиболее вероятно может быть энергосистема. Реализовываться ЭЭ может либо по себестоимости ее в энергосистеме, либо по более высокой цене, предусмотренной соответствующим постановлением правительства РБ относительно реализации избытков ЭЭ подобными распределенными электрогенерирующими установками с электрической мощностью до 6 МВт.

Таким образом, реконструкция системы теплоснабжения завода предусматривает организацию на ней комбинированной выработки тепловой и электрической энергии на базе теплового потребления с установкой от 2-х до 4-х ГПА суммарной электрической мощностью 10-11 МВт и 2-х котлоагрегатов (КА) единичной тепловой мощностью 29 МВт. При разработке обоснования инвестиций предполагается размещение газо-угольной ТЭЦ на месте модульных котельных.

Площадка котельной завода позволяет без особых сложностей и без дополнительного выделения земель выполнить строительство газо-угольной ТЭЦ. Все здания и сооружения ТЭЦ размещаются на территории существующей котельной завода.

На последних этапах проектирования Заказчик может принять решение об очередности строительства ТЭЦ в зависимости от своего финансового положения. При принятии решения о двухстадийном вводе объекта первая очередь может включать ввод одного КА и двух ГПА со всем вспомогательным хозяйством, вторая очередь - ввод второго КА и двух ГПА.

3.2.5 Принципиальная тепловая схема газо-угольной ТЭЦ

Соотношение тепловой и электрической нагрузок завода не позволяют производить сугубо теплофикационную выработку ТЭ. Неизбежно часть ТЭ требуется вырабатывать в обычных котлах. В связи с этим есть смысл рационально использовать угольные котлы как котлы-утилизаторы. Это освобождает от дополнительного приобретения достаточно дорогих КУ, то есть снижает стоимость строительства объекта и приводит к более полному использованию существующего оборудования.

Общая принципиальная схема ТЭЦ представлена на рис.3.9 В ее составе два котлоагрегата КВ-Ф-29-150 интегрируются в составе двух когенерационных установк. Каждая когенерационная установка включает один водогрейный котел КВ-Ф-29-150 и один или два газо-поршневых агрегата суммарной мощностью до 6 МВт, например, два ГПА JMS 620 GS-N. LC австрийской фирмы Jenbacher AG (JES), мощностью 2,8 МВт каждый, электрической мощностью 2,73 МВт, тепловой - 2,67 МВт. Тепловые аккумуляторы вновь вводимые емкостью 16 Гкал и существующие емкостью 8 Гкал. При критически низком понижении температуры наружного воздуха пиковая отопительная нагрузка покрывается воздухонагревателями газовыми смесительными (ВГС-2,6). Доля пиковой тепловой нагрузки в годовом расчетном потреблении ТЭ составляет 6%.

Для газо-поршневых агрегатов, согласно выданных техусловий, топливом принимается подаваемый на завод природный газ давлением 0,6 МПа. Низшая теплотворная способность газа, составляет 34 МДж/м³.

Для анализа работы ТЭЦ необходимо провести тепловой и аэродинамические расчеты основного оборудования на характерных режимах работы его в интегрированной установке. Результаты поверочных теплового и аэродинамического расчетов ГПА и КА в составе когенерационной системы (КС) на характерных режимах работы даны в таблице 3.8.

Таблица 3.8

Результаты теплового и аэродинамического расчетов совместной работы КА с ГПА в составе когенерационной установки

Анализ данных расчетов (таблица 3.8) позволяет выбрать схему подачи газов ГПА и дополнительного воздуха для обеспечения процесса горения угля. В неотопительном периоде КС работает без использования угля только на ПГ. Газы, отходящие от ГПА, подаются только через коллекторы вторичного дутья (3.8) в топку КА. Каждый ГПА сбрасывает газы в свой коллектор: один в расположенный слева, второй - справа КА. По данной схеме когенерационная установка работает в неотопительный период. В отопительный период наименьшая нагрузка системы теплоснабжения, как следует из таблиц, превышает минимально допустимую нагрузку КА. Кроме того, на указанной наименьшей нагрузке системы, для ее обеспечения в КА требуется подача, как угля, так и дополнительного воздуха. Температура смеси требуемого на рассматриваемой нагрузке КА воздуха и газов одного ГПА, как следует из таблицы, равна 269^оС, концентрация кислорода в смеси - 14,3%. Учитывая неизбежное рассеяние энергии в газоходах когенерационной системы, температуру смеси можно принимать равной 250^оС, что позволяет применить типовые дутьевые машины для обеспечения подачи газовоздушной смеси в КА. Концентрация кислорода в получаемой смеси достаточно высока для обеспечения горения угля. Следует отметить, что рассмотрен предельный случай смешения. Реально обеспечить любую более низкую температуру смеси и более высокую концентрацию кислорода в ней путем уменьшения доли газов ГПА в первичном дутье. В пределе данная схема работы когенерационной системы трансформируется в вариант, где газы ГПА поступают в котел только в качестве вторичного дутья, а воздух, дополнительно подаваемый для горения топлива, используется как первичное дутье для псевдоожижения слоя угля. Доля этого воздуха близка к ранее упомянутым 50% общего расхода воздуха на горение того же количества угля в штатном режиме, требуемом для псевдоожижения слоя, рис.3.9. Возврат уноса в топку осуществляется, как и в штатном режиме КА.

Потребность в первичных энергоресурсах, выработка ТЭ и ЭЭ, прочие технико-экономические характеристики приведены в таблице 3.9.

Расходы воды всех видов определяются из паспортных данных оборудования и числа установленных его единиц.

электроэнергия энергоснабжение инженерное

Для обеспечения работы генератора ГПА требуется его охлаждение. Тип охлаждения (воздушное или водяное) будет определен по итогам тнедерных торгов. В случае водяного охлаждения генератора оборотная вода подается в систему охлаждения генератора. Мощность отводимого потока энергии можно определить по данным ГПА. При мощности двигателя 2,8 МВт, электрической мощности 2,734 МВт, мощность потока рассеиваемой энергии составит величину 0,066 МВт. При перепаде температур прямого и обратного потоков 10 ^оС, расход оборотной воды на два ГПА составит 3,6 кг/с или 13 м³/ч. Требуемая температура воды для охлаждения генератора, по косвенным данным, позволяет использовать энергию процесса охлаждения генератора для нагрева сетевой воды. Последнее может быть уточнено при работе с поставщиком ГПА.

Расход сетевой воды определен 620 м³/ч, давление воды перед котлом, согласно паспортным данным, составляет величину от 16 до 27 ат.

Требование к качеству охлаждающей воды: отсутствие в воде кислот и других агрессивных примесей, а также механических частиц размером более 1,0мм.

В случае водяного охлаждения будет установлена автономная градирня с расходом воды 26 м³/ч.

Основные технико-экономические показатели ТЭЦ приведены в таблице 3.9.

Таблица 3.9

Основные показатели работы ТЭЦ

Как следует из предлагаемых режимов работы нагрузки системы теплоснабжения могут быть охарактеризованы:

базовая теплофикационная величиной 9 Гкал/час с продолжительностью 8500 часов в год, т.е. когенерационная установка будет использоваться в течении этого времени с постоянной номинальной мощностью электрической - 10,94 МВт, тепловой - 10,7 МВт.

в отопительный период когда тепловая нагрузка превышает базовую котлоагрегаты когенерационных установок работают в смешанном режиме, при котором для выработки тепловой энергии используется как энергия газов ГПА, так и энергия угля. Тепловая мощность одной когенерационной установки (ГПА и КА) в этом случае составляет 26,6 Гкал/ч.

3.2.6 Тракт уходящих газов ГПА

Для утилизации тепла отработавших в ГПА дымовых газов предусматривается их подача в топку котла КВ-Ф-29-150

Параметры дымовых газов от каждого ГПА следующие:

температура - 467С

расход влажных д. г. - 4,2 кг/с (3,3м³/с)

плотность при 467С - 1,27 кг/м³

max давление на выходе - 6 кПа (абс.)

Состав уходящих дымовых газов на номинальном режиме работы ГПА в чисто утилизационном режиме приведен в таблице 3.8 Состав дымовых газов когенерационной установки при работе в режиме сжигания угля на номинальной мощности котлоагрегата приведен в таблице 3.9.

Таблица 3.8

Состав дымовых газов когенерационной установки при работе в режиме сжигания угля на номинальной мощности котлоагрегата

Таблица 3.9

Состав дым. газов котлоагрегата при работе в штатном режиме на угле

Газоходы от ГПА выполняются металлическими из низколегированной стали 10ХНДП. При прокладке газоходов от ГПА до котла КВ-Ф-29-150 предусматриваются линзовые компенсаторы с устройством необходимого количества неподвижных, катковых и пружинных опор.

3.3 Компоновочные решения