Закрытое акционерное общество Инженерный центр «Энергетика города»


Технологическое оборудование центрального теплового пункта на территории котельной Приморского района г. Вилючинска



страница8/12
Дата17.10.2016
Размер2,32 Mb.
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   12

7.3. Технологическое оборудование центрального теплового пункта на территории котельной Приморского района г. Вилючинска


Проект системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска предусматривает использование существующей магистральной и распределительной тепловой сети и части существующего теплогенерирующего оборудования котельной Приморского района (паровых котлов, пароводяных подогревателей сетевой воды, сетевых насосов и др. оборудования).

Для обеспечения проектной тепловой нагрузки 75 Гкал/ч системы геотермального теплоснабжения необходимо создать центральный тепловой пункт преобразующий теплоту геотермального источника в теплоту сетевой воды, обеспечивающей отопление и горячее водоснабжение потребителей. Как показано выше потребная пиковая мощность для догрева сетевой воды в отопительный максимум составляет 31,7 Гкал/ч, которая может быть обеспечена пятью существующими паровыми котлами ДКВР-10-13, с тепловой мощностью 6,2 Гкал/ч каждый. Эти котлы переводятся в резерв для покрытия пиковых нагрузок. Остальные 3 паровых котла демонтируются. Освободившееся в котельной место может быть использовано для размещения оборудования ЦТП.

Состав технологического оборудования центрального теплового пункта включает в себя теплообменники для термальной, сетевой и подпиточной воды, сетевые насосы и насосы промежуточного циркуляционного контура, а также 3-х ступенчатую теплонасосную установку, состоящую из нескольких агрегатов. Оборудование ЦТП обвязано трубопроводами и оснащено необходимой запорно-регулирующей арматурой, средствами измерений и автоматики.

7.3.1. Теплообменники

Технологическая схема центрального теплового пункта системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска (рисунок 7.3) включает три теплообменных аппарата в контуре термального теплоносителя ТО-1, ТО-2 и ТО-3. Кроме того в технологической схеме используются теплообменники тепловых насосов (испарители и конденсаторы) а также пароводяные подогреватели сетевой воды, установленные в котельной и задействованные в современной схеме теплоснабжения г. Вилючинска. Конденсаторы и испарители тепловых насосов входят в комплектацию этих агрегатов и не требуют специального выбора. Сетевые подогреватели, входящие в состав котельных, также могут быть использованы для пикового догрева сетевой воды, поскольку их тепловая мощность и характеристики достаточны для использования в реконструируемой системе теплоснабжения.

Выбор тепловой мощности теплообменников ТО-1, ТО-2 и ТО-3 определяется максимальной мощностью, необходимой для обеспечения требуемого температурного режима тепловой сети при любых температурах окружающего воздуха, соответствующих климатологическим данным и максимальной присоединенной нагрузке.

Как видно из расчетных режимов для различных температур воздуха, мощности теплообменников могут увеличиваться и уменьшаться, причем с ростом температуры воздуха рост нагрузки ТО-1 сопровождается :снижением нагрузки ТО-2.

Расчетные нагрузки теплообменников ТО-1, ТО-2 и ТО-3 при различных температурах представлены в таблице 2.7.5. Здесь же определены максимальные расчетные нагрузки теплообменников.

Как видно из приведенных результатов расчетов, максимальная мощность теплообменников ТО-1 составляет от 22 до 30 МВт. Промышленностью выпускаются пластинчатые теплообменники такой единичной мощности, однако, расходы теплоносителей обычно ограничены величиной до 1000 м3/ч. В связи с тем, что максимальный расход сетевой воды, протекающей через теплообменники, составляет до 2200 м3/ч, предлагается устанавливать несколько параллельных теплообменников.

Предлагается в качестве ТО-1 установить три параллельных пластинчатых теплообменника мощностью по 10,00 МВт каждый, для ТО-2 установить два параллельных пластинчатых теплообменника мощностью по 12,10 МВт каждый и для ТО-3 установить два параллельных пластинчатых теплообменника мощностью по 10,95 МВт каждый.

Таблица 7.5 - Расчетные нагрузки теплообменников ТО-1, ТО-2 и ТО-3 при различных температурах окружающего воздуха



Теплообменник

Тепловая мощность ТО при температуре оС окружающего воздуха,

Гкал/ч


Макс.

мощность ТО,

Гкал/ч (МВт)





минус 20 ̊С

минус15 ̊С

минус10 ̊С

минус

5 ̊С



минус

2,1 ̊С



плюс 0,6 ̊С

плюс 8 ̊С

более

плюс 8 ̊С






ТО-1

4,51

9,18

14,15

19,28

22,7

25,49

14,68

6,4

25,5(30,0)

ТО-2

20,79

19,13

17,37

15,54

14,33

13,35

13,35

9,6

20,8(24,2)

ТО-3

12,43

17,01

18,86

10,04

4,74

0,00

0,00

0,00

18,9(21,9)

На сегодняшний день на рынке теплообменного оборудования имеется достаточно широкий выбор пластинчатых теплообменников. Необходимо подчеркнуть, что представленные данные получены сугубо для оценки конъюнктуры рынка пластинчатых теплообменников и не привязывают дальнейшее развитие по работе к какому-то определенному поставщику

На рисунке 7.25 представлен чертеж пластинчатого теплообменника «МАШИМПЕКС» серии NT.



пластинчатые теплообменники машимпэкс2

Рисунок 2.7.25 - Пластинчатые теплообменники «МАШИМПЕКС» серии NT

Было рассмотрено 2 варианта решений по выбору пластинчатых теплообменников. Один вариант предполагает использование пластин теплообменников из титанового сплава, а другой из нержавеющей стали.

Как следует из химического состава, термальная вода содержит хлориды, концентрация которых составляет около 100 мг/л, вследствие чего имеется опасность коррозионного растрескивания пластин из нержавеющей стали, поэтому была рассмотрена возможность теплообменников с пластинами из титанового сплава. Как видно из предложений цена титановых теплообменников в 4 раза выше цены теплообменников из нержавеющей стали.

С учетом того, что температуры воды невысоки, а теплообменники будут проходить ежегодный профилактический ремонт с разборкой и очисткой пластин от солеотложений, для дальнейшего рассмотрения и учета в сводном расчете стоимости строительства приняты теплообменники с пластинами из нержавеющей стали.

В качестве ТО-1 предложено использовать три пластинчатых теплообменника NT250SHV/B-10/275. Материал пластин – сталь AISI316. Тепловая мощность каждого теплообменника 10,00 МВт, при теплопередающей поверхности 256,62 м2 каждого теплообменника из 275 пластин,.

С одной стороны через теплообменник будет проходит геотермальная вода с Верхне – Паратунского месторождения, с другой - сетевая вода системы теплоснабжения г.Вилючинска. Схема движения теплоносителей – противоток.

Присоединительные патрубки с условным диаметром прохода 250 мм. Толщина набора пластин 1004 мм.

Масса одного теплообменника без воды 3207 кг.

В качестве ТО-2 предложено использовать два пластинчатых теплообменника NT250SHV/B-10/231. Тепловая мощность каждого теплообменника 12,10 МВт, при теплопередающей поверхности 215,26 м2 каждого теплообменника из 231 пластин.. Материал пластин – сталь AISI316. С одной стороны через теплообменник проходит геотермальная вода с Верхне – Паратунского месторождения, с другой - подпиточная вода с артезианского водозабора г.Вилючинска. Схема движения теплоносителей –противоток.

Присоединительные патрубки с условным диаметром прохода 250 мм. Толщина набора пластин 843 мм. Масса одного теплообменника без воды 2975 кг.

В качестве ТО-3 предложено использовать два пластинчатых теплообменника NT250LHV/B-10/361. Тепловая мощность каждого теплообменника 10,95 МВт, при теплопередающей поверхности 514,75 м2, каждого теплообменника из 361 пластины Материал пластин – сталь AISI316 обеспечивает теплообмен между геотермальной водой и водой промежуточного контура.

Присоединительные патрубки с условным диаметром прохода 250 мм. Толщина набора пластин 1318 мм.

Масса одного теплообменника без воды 4819 кг.



7.3.2. Тепловые насосы

В России, (в СССР) первые теплонасосные установки появились в 1972 году, когда лаборатория натурных испытаний Института теплофизики СО АН СССР запустила на Камчатке первую в СССР теплонасосную станцию. В те времена словосочетание «тепловой насос» было малоизвестно, хотя в мире уже тогда работало около 100 000 ТН, правда, в основном, малой мощности (от 10 до 20 кВт). Сегодня и тепловые насосы широко распространены и в мире их сейчас работает уже около 40 млн. штук. Следует отметить при этом, что, как правило, это тепловые насосы имеющие невысокую температуру конденсации (обычно не выше 65 ̊С), которые применяются в системах кондиционирования воздуха.

Преимущественно в мире (более 95%) используются парокомпрессионные ТН, которые различаются по термодинамическим циклам - в основном это циклы Ренкина, Стирлинга, Брайтона, по типу компрессоров - поршневые, винтовые и турбокомпрессорные, по степени герметичности - герметичные, бессальниковые и сальниковые.

Рабочий цикл парокомпрессионного ТН иллюстрирует рисунок 7.26.

Тепло от низкопотенциального источника поступает в испаритель ТН, где отдает свое тепло рабочему телу, например фреону. Образовавшийся пар фреона при сжатии в компрессоре нагревается до 80 ̊С и поступает в конденсатор, где, конденсируясь, отдает свое тепло в систему отопления. Затем жидкий, но еще горячий фреон в теплообменнике отдает тепло холодной воде, нагревая ее до уровня, необходимого для горячего водоснабжения.

схема работы теплового насоса

Рисунок 7.26 - Схема работы парокомпрессионного теплового насоса

Охлажденный жидкий фреон поступает в дроссель, где дросселируется до давления, при котором фреон переходит в парообразное состояние при температуре низкопотенциального источника, и цикл повторяется.

Эффективность теплового насоса характеризуется коэффициентом преобразования

 = Q / Nе ,

где Q – тепло выдаваемое тепловым насосом, а Nе –мощность, затраченная на привод компрессора.

В России лидером по поставке мощных тепловых насосов является ЗАО «Энергия» (г. Новосибирск). Особенностью их продукции является возможность получения на выходе из ТНУ воды с высокой температурой (до 80оС).

Приведенные выше принципиальные тепловые схемы системы теплоснабжения представлены для удобства в упрощенном варианте, с трехступенчатой теплонасосной установкой (ТНУ). С целью повышения эффективности работы ТНУ целесообразно ее разбиение на большее число ступеней, каждая из которых представляет тепловой насос со своими параметрами в испарителе и конденсаторе.

Предлагается использовать от 7 до 8 тепловых насосов типа НТ-6000 с полезной тепловой мощностью от 2,96 Гкал/ч до 6,48 Гкал/ч, включенных последовательно по сетевой воде.

Тепловой насос НТ-6000 состоит из двух компрессорных агрегатов АТ 1100-4 и агрегата испарительно-конденсаторного АИК.

Общий вид агрегатов компрессорного и испарительно-конденсаторного представлен на рисунках 7.27 и 7.28.

7.3.3. Сетевые, подпиточные и циркуляционные насосы

Циркуляция сетевой воды в системе теплоснабжения г. Вилючинска осуществляется в настоящее время сетевыми насосами входящими в состав котельных районов Приморский и Рыбачий. Кроме того, для восполнения утечек в сети и расхода ГВС установлены подпиточные насосы. Характеристики сетевых и подпиточных насосов соответствуют сети теплоснабжения.

Проектом предполагается использование существующих питательных и подпиточных насосов, расположенных в здании котельной.

Для обеспечения циркуляции в промежуточном контуре для передающем тепло от геотермального источника к испарителям теплонасосных установок предусмотрены циркуляционные насосы.

Расход теплоносителя промежуточного контура составляет 800-900 м3

Предлагается для промежуточного контура использовать насосы типа Д-320-50 с подачей 320 м3/ч и напором 29 м производства ПО «Ливгидромаш» в количестве 4 шт. в том числе 3 рабочих и 1 резервный. Мощность электродвигателей каждого насосного агрегата – 40 кВт.



тну вид2-2

Рисунок 7.27 - Тепловой насос НТ-6000. Общий вид компрессорного агрегата



тну вид1-1

Рисунок 7.28 - Тепловой насос НТ-6000. Общий вид испарительно-конденсаторного агрегата



7.3.4. Пиковые котлы и сетевые подогреватели

Система геотермального теплоснабжения г. Вилючинска предполагает использование, для снятия пиковых нагрузок, существующих паровых котлов ДКВР-10-13.

Тепловые расчеты системы готермального теплоснабжения, результаты которых приведены выше показывают, что при расчетной мощности системы равной 75 МВт, достигаемой при температуре воздуха минус 20,0 оС, максимальная пиковая тепловая нагрузка, покрываемая котлами, составляет 31,7 Гкал/ч.

При тепловой мощности котла ДКВР 10-13 составляющей 6,2 Гкал/ч потребуется использование пяти котлов.

Догрев сетевой воды до требуемых по температурному графику 95,0 ̊С производится в пароводяных сетевых подогревателях – бойлерах. В котельной установлено 8 таких бойлеров, суммарная мощность которых достаточна для подогрева сетевой воды в системе геотермального теплоснабжения в периоды пиковых нагрузок.

7.4. Пониженный температурный график для системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска

Для геотермального теплоснабжения г. Вилючинска, существующий температурный график (95/70оС) оказывается неэффективным, поскольку, с одной стороны, термальная вода с температурой 80оС не может нагреть сетевую воду до 95оС и необходим дополнительный ее подогрев, а с другой стороны, высокая температура обратной сетевой воды (70оС) не дает возможности отобрать достаточно тепла от термальной воды на нужды теплоснабжения, поскольку температура сбросной термальной воды должна быть выше температуры в обратной магистрали теплосети. Некоторая оптимизация и увеличение теплосъема возможны за счет подогрева термальной водой подпиточной холодной воды, имеющей температуру около 5оС и используемой для компенсации утечек в теплосети, а также для горячего водоснабжения потребителей.

В периоды высокой отопительной нагрузки, при температурном графике 95/70оС, от термальной воды, с учетом того, что ее температура на входе составляет около 80оС, будет отбираться незначительное количество тепла, а большая его часть будет сбрасываться с термальной водой. Температура термальной воды на сбросе определяется температурой воды в обратной магистрали тепловой сети и количеством необходимой подпиточной воды.

Из вышеизложенного следует, что для геотермальной системы теплоснабжения целесообразно понизить температурный график, например, с 95/70 оС до 75/50 оС или 75/40 оС, для более полного использования теплового потенциала термальной воды.

Снижение температур воды в тепловой сети приводит к уменьшению температуры отопительных приборов. Для обеспечения комфортных условий в помещениях при более низкой средней температуре отопительных приборов потребуется увеличить их поверхность теплообмена.

Расчеты показывают, что при переводе тепловой сети на пониженный температурный график 75/40 оС потребуется увеличение поверхности отопительных приборов на 75-80%. Это является серьезной проблемой, поскольку потребует значительных капитальных затрат на модернизацию отопительной системы.

С другой стороны, перевод системы теплоснабжения на пониженный температурный график позволяет полностью или частично исключить пиковый догрев сетевой воды в котельных и тем самым сократить потребление органического топлива.

Проектом предполагается перевести систему теплоснабжения г. Вилючинска на пониженный (75/40оС) температурный график, что позволит на 99,9% обеспечить современные потребности района в отоплении и горячем водоснабжении, составляющие около 39 Гкал/ч, за счет прямого использования тепла термальной воды. Небольшой дефицит тепла, при температурах наружного воздуха ниже минус 17,6оС, покрывается догревом сетевой воды в электрокотлах. С учетом того, что период стояния температур ниже минус 17,6 оС, согласно данным климатологии, составляет всего лишь 84 часа, затраты на электроэнергию для электроподогрева будут невелики.

Тепловая схема системы геотермального теплоснабжения и параметры теплоносителей при температуре наружного воздуха минус 20 оС представлены на рисунке 7.29.

Термальная вода с температурой не менее 80оС поступает с Верхне-Паратунского месторождения в г. Вилючинск по магистральному трубопроводу и проходит последовательно теплообменники ТО-1-1 и ТО-1-2, в которых нагревает соответственно сетевую и подпиточную воду. Подпиточная вода с температурой 5оС поступает в теплообменник ТО-1-2 из системы городского водоснабжения нагревается до температуры сетевой воды в обратном трубопроводе тепловой сети – 40оС и смешивается с сетевой водой.

Существующая система теплоснабжения г. Вилючинска – открытая, т.е разбор воды на горячее теплоснабжение происходит непосредственно из тепловой сети, поэтому расход подпиточной воды равен определяется потреблением горячей воды населением и неизбежными утечками из трубопроводов.

Вторая очередь Проекта предусматривает увеличение мощности системы геотермального теплоснабжения до 75,0 Гкал/ч для обеспечения теплом новых потребителей. Сбросная термальная вода после теплообменников первой очереди подогревает подпиточную воду в теплообменнике второй очереди, а затем поступает к испарителям тепловых насосов, с помощью которых ее остаточное тепло передается сетевой воде, нагревая ее до 70 оС. При температурах наружного воздуха ниже минус 16,2 оС сетевая вода догревается до необходимой температуры в пиковых электрокотлах.

На схеме условно показан один тепловой насос. Эффективность работы тепловых насосов выражается в коэффициенте преобразования, представляющем отношение выдаваемой тепловой мощности к мощности, затрачиваемой на привод ТН. Для повышения коэффициента преобразования необходимо, чтобы разница температур в испарителе и конденсаторе ТН была небольшой. С этой целью в систему интегрированы 3 тепловых насоса, испарители и конденсаторы которых включены последовательно по термальной и сетевой воде.

Применение тепловых насосов позволяет использовать тепло термальной воды, сбрасываемой после теплообменников 1 очереди ТО-1-1 и ТО-1-2, температура которой может достигать 40оС и нагревать сетевую воду, подаваемую к потребителям. Температура сбросной термальной воды после тепловых насосов составляет 10-12 оС. Суммарная тепловая мощность тепловых насосов составляет 28 Гкал/ч при среднем коэффициенте преобразования равном 4,0.

Для определения общегодовой выработки тепла, распределения нагрузок в течение года в зависимости от температур наружного воздуха, определения доли выработки тепла различными источниками, были построены графики продолжительности тепловой нагрузки в течение года (рисунки 7.30 - 7.32). Данные зависимости построены для климатических условий города Вилючинска с температурным графиком тепловой сети 75/40оC.

-20Рисунок 7.29 - Тепловая схема системы геотермального теплоснабжения. и параметры теплоносителей при температуре наружного воздуха минус 20оС

На рисунке 7.30 представлен годовой график тепловой нагрузки системы геотермального теплоснабжения 1 очереди

Из графика тепловой нагрузки видно, что при пониженном температурном графике 75/40оС прямым геотермальным теплоснабжением покрываются 99,82 % современных потребностей г. Вилючинска в отоплении и горячем водоснабжении и лишь 0,1% годовой выработки тепла будет обеспечиваться водогрейными электрокотлами.

75 на 40 первая очередь

Рисунок 7.30 - Годовой график продолжительности тепловой нагрузки системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска мощностью 39,0 Гкал/ч (первая очередь)

На рисунке 7.31 представлен годовой график тепловой нагрузки системы геотермального теплоснабжения 2 очереди.

75 на 40 вторая очередь

Рисунок 7.31 - Годовой график продолжительности тепловой нагрузки второй очереди системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска мощностью 36,15 Гкал/ч

На рисунке 7.32 представлен годовой график продолжительности тепловой нагрузки системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска, суммарной проектной мощностью 75,0 Гкал/ч. Из графика видно, что при общей годовой выработке тепла 321651 Гкал, значительная часть потребностей в тепле 278220 Гкал (86,5%) обеспечивается прямым геотермальным теплоснабжением, около 13% потребностей покрывается геотермальными ресурсами с применением тепловых насосов (42883 Гкал), и лишь незначительная часть пиковых нагрузок в холодное время при температурах наружного воздуха ниже минус 16,2оС в течение 122 часов за отопительный период обеспечивается с подогревом сетевой воды в электрокотлах.

75 на 40 суммарный график

Рисунок 7.32 - Годовой график нагрузки системы геотермального теплоснабжения г. Вилючинска суммарной проектной мощностью 75,0 Гкал/ч

Необходимо отметить, что теплоснабжение за счет прямого использования геотермального тепла обеспечивает проектные нагрузки ГВС круглый год, а отопительные нагрузки в течение значительного периода времени - 2128 часов (более трети отопительного периода). Геотермальное теплоснабжение с тепловыми насосами покрывает отопительную нагрузку в течение оставшихся 4088 часов отопительного периода.

Доля выработки тепла, полученного с помощью термальной воды, ТНУ и пиковых котлов для тепловых нагрузок системы теплоснабжения 39,0 Гкал/ч и 75,0 Гкал/ч (первая и вторая очередь соответственно) представлены на рисунках 7.33 и 7.34.

Как видно из рисунка 7.34, прямое использование геотермального тепла покрывает 86,5 % годовой выработки, 13,33% годовой выработки обеспечивается геотермальными тепловыми насосами и 0,17% пиковыми котлами.

Рисунок 7.33 - Доли выработки тепла различными источниками системы геотермального теплоснабжения при Qmax=38,85 Гкал/ч (первая очередь системы геотермального теплоснабжения)



Рисунок 2.7.34 - Доли выработки тепла различными источниками системы геотермального теплоснабжения с тепловыми насосами и пиковыми электрокотлами при Qmax=75,00 Гкал/ч (первая и вторая очередь)

Реализация Проекта геотермального теплоснабжения г. Вилючинска позволяет решить комплекс различных задач, в том числе коммерческих, социальных и экологических.

Система геотермального теплоснабжения позволяет вырабатывать свыше 320 тыс. Гкал тепла в год и полностью обеспечить теплом и горячей водой потребителей

Перевод системы теплоснабжения г. Вилючинска на использование геотермальных ресурсов (первая очередь системы геотермального теплоснабжения мощностью 39 Гкал/ч) позволяет снизить годовое потребление органического топлива на 19,2 тыс. т.

Реализация второй очереди Проекта, позволяющая довести мощность системы геотермального теплоснабжения до 75 Гкал/ч дает экономию мазута до 36,9 тыс. т. в год

Вытеснение использования органического топлива позволит снизить годовые выбросы в атмосферу загрязняющих веществ на 1150 т.

За счет вытеснения использования дорогостоящего органического топлива себестоимость выработки 1 Гкал тепла снижается в 2,86 раза, что позволит значительно снизить тарифы на тепловую энергию.



Реализация Проекта геотермального теплоснабжения позволит также создать условия для строительства тепличных комплексов, бассейнов с термальной водой, бальнеологических лечебниц, рыборазведения и пр.


Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   4   5   6   7   8   9   10   11   12


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2019
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал