Подача пара в производственный цех ОАО "Смоленская текстильная фабрика"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Содержание

Введение

1. Расчет тепловых нагрузок

1.1 Нагрузка системы отопления

1.2 Нагрузка системы вентиляции

1.3 Нагрузка системы ГВС

1.4 Расчет технологических нагрузок

1.5 Расчет

2. Расчет тепловой схемы мини-тэц

2.1 Расчет тепловой схемы

2.2 Выбор основного оборудования

2.3 Расчет вспомогательного оборудования

3. расчет химводоподготовки

4. Разработка асу тп мини тэц

Введение

Подача пара в производственный цех ОАО «Смоленская текстильная фабрика» производится по паропроводу, который находится в аварийном состоянии. По этой причине на производство поступает пароводяная смесь температурой 140 ?С с характеристиками, не удовлетворяющими требованиям технологии по температуре и степени сухости пара, что приводит к увеличению количества бракованной шерсти, и снижению качества производимых тканей.

Дальнейшая эксплуатация существующих паровых котлов требует замены паропровода, с капиталовложениями порядка 5-10 млн. руб. Однако, оставшийся ресурс работы котлов не превышает 8-10 лет, а их надёжность и технические характеристики невысоки по сравнению с новыми импортными котлами. КПД имеющихся котлов находится в пределах 65-75%, т.е. значительно ниже, чем у современных, (с КПД около 93%), что ведёт к повышенному расходу природного газа (оценочно - около 3,5 млн. м3 газа (5,8 млн. руб.)).

Вследствие этого было принято решение о переводе котельной на современное высокоэффективное оборудование.

Объектами теплоснабжения являются:

Предприятие ОАО «Смоленская текстильная фабрика», в том числе:

административно-бытовой корпус;

главный производственный корпус;

Абоненты, в том числе:

Поликлиника №2;

Спорткомбинат «Десна»;

Смоленский государственный институт исскуств;

Смоленска таможня (гараж);

ООО «Звезда»

ООО «Смоленская коллекция»;

ОАО «Смоленскэнергоремонт»

ИП Романишин;

ООО «Домашний уют»;

Жилой дом ул.Петра Алексеева 2/37;

ЗАО «Феникс»;

ЗАО «Измеритель»;

ООО «Кентавр».

1. Расчет тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

При реконструкции и строительстве промышленных, жилых и административных зданий различного типа и назначения возникает необходимость расчета нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение указанных зданий. Расход тепловой энергии определяется на основании теплового баланса каждого помещения, составленного с учетом потерь тепловой энергии. При составлении теплового баланса учитываются потери через наружные ограждения (строительные конструкции) вследствие разности температур наружного и внутреннего воздуха, потери инфильтрации.

Расчет тепловых нагрузок производится в соответствии с нормами проектирования тепловых сетей по укрупненным показателям (СНиП 41-02-2003 тепловые сети).

Расчетные параметры.

Расчетные параметры наружного воздуха устанавливаются исходя из данных метеорологических наблюдений в различных географических пунктах. Данные берем согласно (СНиП 23-01-99 строительная климатология).

Климатологические данные района строительства мини ТЭЦ в г.Смоленске:

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления (максимально-зимний режим) t₁= - 26⁰C;

- расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции) t_рв= - 14⁰С;

- средняя температура наиболее холодного месяца t₂= - 6,1⁰С;

- средняя температура за отопительный сезон t₃= - 2,4⁰С;

- продолжительность отопительного периода 215дн.

Расчетные параметры воздуха внутри помещения.

Параметры воздуха в рабочей зоне нормируются в зависимости от интенсивности производимой работы и характера тепловыделений в производственном помещении.

Температура воздуха внутри помещения выбирается в зависимости от назначения здания:

Предприятие ОАО «Смоленская текстильная фабрика», в том числе:

административно-бытовой корпус t_в=18⁰С;

главный производственный корпус t_в=17⁰С;

Абоненты, в том числе:

Поликлиника №2 t_в=20⁰С;

Спорткомбинат «Десна» t_в=16⁰С;

Смоленский государственный институт искусств t_в=16⁰С;

Смоленская таможня (гараж) t_в=10⁰С;

ООО «Звезда» t_в=18⁰С;

ООО «Смоленская коллекция» t_в=18⁰С;

ОАО «Смоленскэнергоремонт» t_в=18⁰С;

ИП Романишин t_в=18⁰С;

ООО «Домашний уют» t_в=18⁰С;

Жилой дом ул. Петра Алексеева 2/37 t_в=18⁰С;

ЗАО «Феникс» t_в=18⁰С;

ЗАО «Измеритель» t_в=18⁰С;

ООО «Кентавр» t_в=18⁰С.

Расчетные параметры расхода воды на горячее водоснабжение.

При расчете расхода воды на ГВС принимается:

- для приготовления пищи, реализуемой в обеденном зале

(на одно блюдо), л а=4;

- для поликлиники (на одного человека), л b=5,2;

- для спортсменов (с учетом приема душа), л b=60;

- для жилых зданий с сидячими ваннами, оборудованными душами

(на одного человека), л а=90;

Для производственного корпуса:

- на душевую сетку (при 2-х сменной работе), л а=540;

- на умывальник (при 2-х сменной работе), л а=180.

1.1 Нагрузка системы отопления

Согласно СНиП 41-02 2003 ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ тепловые потоки при отсутствии проектов отопления зданий и сооружений определяются для предприятий - по укрупненным ведомственным нормам, утвержденным в установленном порядке, либо по проектам аналогичных предприятий, в данном случае по формулам:

Максимальный тепловой поток на отопление производственных зданий, МВт:

, (1)

где ? - коэффициент инфильтрации данного здания;

q_ов - удельная характеристика здания для отопления, Вт/м³·⁰С;

t_в - расчетная температура внутри отапливаемого помещения, ⁰С.

Максимальный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий, МВт:

(2)

где q_о - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м² общей площади, (принимаемый по СНиП 2.04.07-88 прил. 2) Вт/м²;

А - общая площадь жилых зданий, м²;

k₁ - коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий;

при отсутствии данных следует принимать равным k₁ = 0,25.

1.2 Нагрузка системы вентиляции

Максимальный тепловой поток на вентиляцию производственных зданий, МВт:

(3)

где q_в - удельная вентиляционная характеристика здания, Вт/м³;

t_рв - расчетная температура для проектирования вентиляции, ⁰С.

1.3 Нагрузка системы горячего водоснабжения

Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение промышленных зданий, МВт:

(4)

где с - удельная теплоемкость воды, кДж/кг·⁰С;

а - норма потребления горячей воды на единицу водопотребления, м³/сут.; m - число единиц водопотребления;

t_с - температура исходной воды, ⁰C.

Максимальный тепловой поток на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, МВт:

(5)

где m - число человек постоянно пребывающих в данном здании, чел.

а - норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55С на одного человека в сутки, проживающего в здании с горячим водоснабжением, принимаемая в зависимости от степени комфортности зданий (СНиП 2.04.01-85),л;

b - норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемой в общественных зданиях, при температуре 55°С, л/сут. на 1 чел.

1.4 Расчет технологических нагрузок

Часовой расход тепла на технологические нужды предприятия, т/ч

(6)

где q - технологическая норма расхода тепла на единицу продукции, т/м²;

V - выпуск готовой продукции, м²/ч.

1.5 Расчет

1. Производственный корпус предприятия

1.1 Нагрузка системы отопления

Коэффициент инфильтрации м = 0,2;

Удельные теплопотери, Вт/м³ q_ов = 0,3;

Общий объем, м³ V = 310741.

1.1.1 Максимально-зимний режим, МВт

1.1.2 Режим наиболее холодного месяца, МВт

,

где К - коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию.

1.1.3 Средний за отопительный период режим, МВт

1.2 Нагрузка системы вентиляции

Удельная вентиляционная характеристика здания, (Вт/м³) q_в = 0,15.

1.2.1 Максимально-зимний режим, МВт

1.2.2 Режим наиболее холодного месяца, МВт

1.2.3 Средний за отопительный период режим, МВт

1.3 Нагрузка системы ГВС

Число душевых кабин m_д = 56;

Число умывальников m_ум = 68;

Удельная теплоемкость воды, кДж/кг·⁰С с=4,187;

Температура исходной воды, С:

- зимой t_с.з = 5;

- летом t_с.л = 15.

1.3.1 Тепловая нагрузка ГВС зимой, МВт

1.3.2 Тепловая нагрузка ГВС летом, МВт

2. 2-х этажная Поликлиника № 2, постройка после 1985 г.

1.1 Нагрузка системы отопления

Укрупненный показатель теплового потока, Вт/м² q_о = 173;

Площадь здания, м³ А = 1405,59.

1.1.1 Максимально-зимний режим, МВт

1.1.2 Режим наиболее холодного месяца, МВт

где К - коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию.

1.1.3 Средний за отопительный период режим, МВт

1.2 Нагрузка системы вентиляции

Расчет на вентиляцию не производится, т.к. является абонентом

1.3 Нагрузка системы ГВС

Число человек m = 350

Температура исходной воды, С:

- зимой t_с.з = 5;

- летом t_с.л = 15.

1.3.1 Тепловая нагрузка ГВС зимой, МВт

1.3.2 Тепловая нагрузка ГВС летом, МВт

3. 2-х этажный жилой дом, постройка после 1985 г

1.1 Нагрузка системы отопления

Укрупненный показатель теплового потока, Вт/м² q_о = 173

Площадь здания, м³ А = 515,3

Максимально-зимний режим, МВт

1.1.2 Режим наиболее холодного месяца, МВт

где К - коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию.

1.1.3 Средний за отопительный период режим, МВт

1.2 Нагрузка системы вентиляции

Расчет на вентиляцию для жилых зданий не производится.

1.3 Нагрузка системы ГВС

Число человек m = 20;

Температура исходной воды, С:

- зимой t_с.з = 5;

- летом t_с.л = 15.

1.3.1 Тепловая нагрузка ГВС зимой, МВт

1.3.2 Тепловая нагрузка ГВС летом, МВт

1.4 Расчет технологических нагрузок

Технологическая нагрузка - пар 0,6 МПа, определяется технологическим процессом и не зависит от изменений температуры наружного воздуха, т/ч

Выпуск готовой продукции, м²/ч V = 102;

Технологическая норма расхода тепла на единицу продукции, т/м² q = 0,1

Расчет для других потребителей ведем в таком же порядке, полученные данные сведем в Приложении 1-3.

В результате расчетов получили:

1. Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию (максимально-зимний режим):

Q_о.вmax=7,33+1,95=9,28 МВт;

2. Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию (режим наиболее холодного месяца):

Q_о.в2=3,98+1,05=5,03 МВт;

3. Тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию (средний за отопительный период режим):

Q_о.в3=3,31+0,88=4,19 МВт;

4. Тепловая нагрузка на ГВС:

- зимой Q_гвс.з=3,63 МВт;

- летом Q_гвс.л=2,89 МВт.

2. Расчет тепловой схемы мини ТЭЦ

2.1 Расчет тепловой схемы

Выбор и расчет тепловой схемы мини ТЭЦ в данном дипломном проекте разработан в соответствии со следующими нормами и правилами:

Мини ТЭЦ предназначена для удовлетворения потребностей в электрической энергии, системы отопления, вентиляции и систем горячего водоснабжения, отпуск пара на технологические нужды предприятия и ее абонентов.

Основным оборудованием мини ТЭЦ являются паровые турбины и энергетические котлы.

В качестве основного топлива используется природный газ с низшей теплотой сгорания Q^P_H=37300КДж/куб.м, резервное топливо на предприятии отсутствует.

Расчет тепловой схемы выполняется для четырех характерных режимов работы мини ТЭЦ, которые определяют выбор основного и вспомогательного оборудования.

Исходные данные для расчета:

Физическая величина	Обозначение	Значение величины при характерных режимах работы мини ТЭЦ
		максимально- зимнего	наиболее холодного месяца	средний за отопительный периуд	летнего
1	2	3	4	5	6
Расход пара на технологические нужды (давление 0,6Мпа, температура 1800С), т/ч	Dт	10,2
Расход теплоты на нужды отопления и вентиляции, МВт	Qо.в	9,28	5,03	4,19	-
Расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт	Qг.в	3,63	3,63	3,63	2,89
Суммарный расход теплоты на отопление, вентиляцию и ГВС	Qт.с	12,91	8,66	7,82	2,89
Температурный график теплосети:
температура воды в подающей линии, 0С	t1	150	98,6	86,9	70
то же в обратной линии, 0С	t2	70	52,4	48,1	-
средняя температура	tсрт.с	110	75,5	67,5	35
Возврат конденсата технологическими потребителями	в	60
Продувка непрерывная котлоагрегатов, %	рпр	3
Степень сухости пара	х	0,98
Температура подпиточной воды, 0С	tподп	70
Температура питательной воды, 0С	tп.в	104
Температура конденсата, возвращаемого потребителями, 0С	tк	80
Температура воды после охладителя непрерывной продувки, 0С	tпр	50
Температура сырой воды, 0С	tс.в	5	5	5	15
Температура химически очищенной воды перед охладителем деаэрированной воды, 0С	t`х.о.в	20
Энтальпия пара и воды, кДж/кг: пара давлением 0,6Мпа, температурой 1800С	i``роу	2805
энтальпия пара перед подогревателем сетевой воды	iг.п	2831
энтальпия конденсата после подогревателя сетевой воды	iк.т	697
энтальпия питательной воды	iп.в	436
энтальпия пара турбины, давлением 3,4МПа, температурой 4400С	i`роу	3308
энтальпия котловой воды	iк.в	1088
энтальпия воды, получаемой в расширителе непрерывной продувки	i`расш	436
энтальпия пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки	i``расш	2691
энтальпия воды после охладителя непрерывной продувки	i``пр	210
энтальпия сырой воды после подогревателя	i`х.о.в	84
энтальпия сырой воды после охладителя непрерывной продувки по температуре t`в	i`в	38
энтальпия конденсата редуцированного пара по tк	iкроу	335
энтальпия химически очищенной воды после подогревателя по tк	iк.к	335
энтальпия химически очищенной воды перед подогревателем по t``х.о.в	i``х.о.в	140
Температура горячей воды у потребителей, 0С	tг.в	55
Расход пара на собственные нужды котельной, %	Кс.н	5
Расход пара на покрытие потерь, %	Кп	3
Потери конденсата в цикле котельной установки, %	Кк	3
Потери воды в теплосети, %	Ктс	2
Коэффициент, учитывающий расход сырой воды на собственные нужды химводоочистки	Кх.о.в	1,25
КПД сетевого подогревателя (для различных подогревателей собственных нужд)	з	0,98

Максимально-зимний режим.

Этот режим определяет максимальную выработку пара мини ТЭЦ и, следовательно, суммарную мощность устанавливаемых котлов.

2.1.1 Нагрузка теплофикационной установки.

2.1.1.1 Расход сетевой воды, т/ч:

2.1.1.2 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 % отG_св, т/ч:

2.1.1.3 Расход воды на горячее водоснабжение, т/ч:

2.1.1.4 Расход подпиточной воды, т/ч:

2.1.1.5 Теплота с утечкой, МВт:

2.1.1.6 Тепло вносимое с подпиточной водой, МВт:

2.1.1.7 Нагрузка теплофикационной установки, МВт:

2.1.1.8 Тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

2.1.1.9 Определяем требуемый расход пара на сетевой подогреватель, т/ч:

2.1.1.10 Расход пара на собственные нужды теплофикационной установки, т/ч:

Предварительно принимаем 5% от расхода пара внешними потребителями (сетевой подогреватель)

2.1.1.11 Суммарный расход пара на теплофикационную установку с учетом расхода пара на собственные нужды, т/ч:

2.1.1.12 Паропроизводительность котельной (в первом приближении), т/ч:

2.1.2 Паропроизводительность котельной.

2.1.2.1 Расход пара перед РОУ 6 атм, т/ч:

2.1.2.2 Суммарный расход свежего пара внешними потребителями, т/ч:

2.1.2.3 Количество воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную установку, т/ч:

2.1.2.4 Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.5 Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.6 Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.7 Суммарная производительность котельной, т/ч:

2.1.2.8 Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч:

2.1.2.9 Расход химически очищенной воды, т/ч:

2.1.2.10 Расход сырой воды, т/ч:

2.1.2.11 Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, т/ч:

2.1.2.12 Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.13 Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.14 Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, ⁰С:

2.1.2.15 Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч:

2.1.2.16 Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, ⁰С:

2.1.2.17 Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч:

2.1.2.18 Суммарное количество пара и воды, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч:

2.1.2.19 Средняя температура воды в деаэраторе, ⁰С:

2.1.2.20 Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

2.1.2.21 Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.22 Расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.23 Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды и потери пара в котельной, т/ч:

2.1.2.24 Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:

Расчет закончен.

Режим наиболее холодного месяца - расчетно-контрольный.

Этот режим определяет число и единичную мощность устанавливаемых на мини-ТЭЦ котельных агрегатов.

2.1.1 Нагрузка теплофикационной установки.

2.1.1.1 Расход сетевой воды, т/ч:

2.1.1.2 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 % отG_св, т/ч:

2.1.1.3 Расход воды на горячее водоснабжение, т/ч:

2.1.1.4 Расход подпиточной воды, т/ч:

2.1.1.5 Теплота с утечкой, МВт:

2.1.1.6 Тепло вносимое с подпиточной водой, МВт:

2.1.1.7 Нагрузка теплофикационной установки, МВт:

2.1.1.8 Тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

2.1.1.9 Определяем требуемый расход пара на сетевой подогреватель, т/ч:

2.1.1.10 Расход пара на собственные нужды теплофикационной установки, т/ч:

Предварительно принимаем 5% от расхода пара внешними потребителями (сетевой подогреватель)

2.1.1.11 Суммарный расход пара на теплофикационную установку с учетом расхода пара на собственные нужды, т/ч:

2.1.1.12 Паропроизводительность котельной (в первом приближении), т/ч:

2.1.2 Паропроизводительность котельной

2.1.2.1 Расход пара перед РОУ 6 атм, т/ч:

2.1.2.2 Суммарный расход свежего пара внешними потребителями, т/ч:

2.1.2.3 Количество воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную установку, т/ч:

2.1.2.4 Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.5 Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.6 Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.7 Суммарная производительность котельной, т/ч:

2.1.2.8 Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч:

2.1.2.9 Расход химически очищенной воды, т/ч:

2.1.2.10 Расход сырой воды, т/ч:

2.1.2.11 Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, т/ч:

2.1.2.12 Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.13 Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.14 Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, ⁰С:

2.1.2.15 Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч:

2.1.2.16 Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, ⁰С:

2.1.2.17 Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч:

2.1.2.18 Суммарное количество пара и воды, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч:

2.1.2.19 Средняя температура воды в деаэраторе, ⁰С:

2.1.2.20 Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

2.1.2.21 Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.22 Расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.23 Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды и потери пара в котельной, т/ч:

2.1.2.24 Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:

Расчет закончен.

Средний за отопительный период режим.

Этот режим является основным для выбора мощности турбины.

2.1.1 Нагрузка теплофикационной установки.

2.1.1.1 Расход сетевой воды, т/ч:

2.1.1.2 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 % отG_св, т/ч:

2.1.1.3 Расход воды на горячее водоснабжение, т/ч:

2.1.1.4 Расход подпиточной воды, т/ч:

2.1.1.5 Теплота с утечкой, МВт:

2.1.1.6 Тепло вносимое с подпиточной водой, МВт:

2.1.1.7 Нагрузка теплофикационной установки, МВт:

2.1.1.8 Тепловая нагрузка сетевого подогревателя, МВт:

2.1.1.9 Определяем требуемый расход пара на сетевой подогреватель, т/ч:

2.1.1.10 Расход пара на собственные нужды теплофикационной установки, т/ч:

Предварительно принимаем 5% от расхода пара внешними потребителями (сетевой подогреватель)

2.1.1.11 Суммарный расход пара на теплофикационную установку с учетом расхода пара на собственные нужды, т/ч:

2.1.1.12 Паропроизводительность котельной (в первом приближении), т/ч:

2.1.2 Паропроизводительность котельной.

2.1.2.1 Расход пара перед РОУ 6 атм, т/ч:

2.1.2.2 Суммарный расход свежего пара внешними потребителями, т/ч:

2.1.2.3 Количество воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную установку, т/ч:

2.1.2.4 Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.5 Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.6 Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.7 Суммарная производительность котельной, т/ч:

2.1.2.8 Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч:

2.1.2.9 Расход химически очищенной воды, т/ч:

2.1.2.10 Расход сырой воды, т/ч:

2.1.2.11 Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, т/ч:

2.1.2.12 Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.13 Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.14 Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, ⁰С:

2.1.2.15 Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч:

2.1.2.16 Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, ⁰С:

2.1.2.17 Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч:

2.1.2.18 Суммарное количество пара и воды, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч:

2.1.2.19 Средняя температура воды в деаэраторе, ⁰С:

2.1.2.20 Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

2.1.2.21 Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.22 Расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.23 Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды и потери пара в котельной, т/ч:

2.1.2.24 Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:

Расчет закончен.

Этот режим характеризует работу мини ТЭЦ при отсутствии отопительных нагрузок.

2.1.1 Нагрузка теплофикационной установки.

2.1.1.1 Расход сетевой воды, т/ч:

2.1.1.2 Утечка воды в тепловых сетях: принимается в размере 0,5 % отG_св, т/ч:

2.1.1.3 Расход воды на горячее водоснабжение, т/ч:

Расход подпиточной воды, т/ч:

2.1.1.5 Теплота с утечкой, МВт:

2.1.1.6 Тепло вносимое с подпиточной водой, МВт:

2.1.1.7 Нагрузка теплофикационной установки, МВт:

2.1.2 Паропроизводительность котельной.

2.1.2.1 Определяем требуемый расход пара на сетевой подогреватель, т/ч:

2.1.2.2 Расход редуцированного пара внешними потребителями, т/ч:

2.1.2.3 Расход пара перед РОУ 7 атм,т/ч:

2.1.2.4 Расход пара перед РОУ 6 атм, т/ч:

Суммарный расход свежего пара внешними потребителями, т/ч:

Количество воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную установку, т/ч:

Количество воды, впрыскиваемой в редукционно-охладительную установку, т/ч:

Расход пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.9 Расход пара на покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.10 Суммарный расход пара на собственные нужды и покрытие потерь в котельной, т/ч:

2.1.2.11 Суммарная производительность котельной, т/ч:

2.1.2.12 Потери конденсата в оборудовании внешних потребителей и внутри котельной, т/ч:

2.1.2.13 Расход химически очищенной воды, т/ч:

2.1.2.14 Расход сырой воды, т/ч:

2.1.2.15 Количество воды, поступающей с непрерывной продувкой в расширитель, т/ч:

2.1.2.16 Количество пара, получаемого в расширителе непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.17 Количество воды на выходе из расширителя непрерывной продувки, т/ч:

2.1.2.18 Температура сырой воды после охладителя непрерывной продувки, ⁰С:

2.1.2.19 Расход пара на подогреватель сырой воды, т/ч:

2.1.2.20 Температура химически очищенной воды после охладителя деаэрированной воды, ⁰С:

2.1.2.21 Расход пара на подогрев химически очищенной воды в подогревателе перед деаэратором, т/ч:

2.1.2.22 Суммарное количество пара и воды, поступающее в деаэратор, за вычетом греющего пара деаэратора, т/ч:

2.1.2.23 Средняя температура воды в деаэраторе, ⁰С:

2.1.2.24 Расход греющего пара на деаэратор, т/ч:

2.1.2.25 Расход редуцированного пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.26 Расход свежего пара на собственные нужды котельной, т/ч:

2.1.2.27 Действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды и потери пара в котельной, т/ч:

2.1.2.28 Невязка с предварительно принятой паропроизводительностью котельной, %:

Расчет закончен.

2.2 Выбор основного оборудования

Выбор единичной мощности турбин производят, исходя из заданной тепловой нагрузки, отдавая предпочтение агрегатам большей мощности.

По заданным теплофикационным нагрузкам необходима установка 2-х турбин типа Р-2,5-3,4/0,3-1 (одна резервная). Турбина Р-2,5-3,4/0,3-1 рассчитана для работы со свежим паром с параметрами: давление свежего пара - 3,4МПа, температура свежего пара - 435⁰С.

Паропроизводительность и число энергетических котлов для турбоустановки Р-2,5-3,4/0,3-1 выбираются по максимальному расходу пара с учетом расхода пара на собственные нужды. В случае выхода из работы одного энергетического котла оставшиеся в работе энергетические котлы должны обеспечить максимально длительный отпуск пара на производство и отпуск пара на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от отпуска тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха.

По параметрам пара турбины и виду топлива могут быть установлены 2 котла типа БГМ-35-М (один резервный) на начальные параметры пара р₀ = 4МПа, t₀ = 440⁰С, эта модель предназначена для работы на газе и мазуте. Технические характеристики: компоновка П-образная, ширина - 5,31м, глубина - 12,28м, высота - 15,8м, температура питательной воды - 145⁰С, температура уходящих газов - 158/180⁰С, КПД - 91/88 %.

2.3 Выбор вспомогательного оборудования

1. Расчет и выбор деаэраторов

Суммарная производительность деаэраторов выбирается по максимальному расходу воды.

Суммарный запас питательной воды в баках деаэраторов должен обеспечивать работу для моноблочной электростанции в течение не менее 7 мин.

Максимальный расход питательной воды, т/ч:

,

где n - количество энергетических котлов;

б = 0,01т/ч, в = 0,01т/ч - соответственно расход питательной воды на продувку, пар, собственных нужд котла в долях от паропроизводительности котла.

Минимальная полезная вместительность деаэраторного бака, м³:

,

где ф_мин = 7мин - для моноблочной электростанции

н = 1,1 м/ч - удельный объем воды.

Выбираем деаэратор типа ДА-50, с деаэраторным баком - 15. Абсолютное давление в деаэраторе 0,12МПа, подогрев воды в деаэраторе 10 - 40 С.

2 Выбор питательных насосов

Количество и производительность питательных насосов должны соответствовать нижеследующим нормам. Для электростанций с общими питательными трубопроводами: на электростанциях включенных в энергосистемы, суммарная подача всех питательных насосов должна быть такой, чтобы в случае останова любого из них оставшиеся должны обеспечивать номинальную паропроизводительность всех установленных котлов. Резервный питательный насос на мини ТЭЦ не устанавливается, а находится на складе. Питательные насосы подбирают по производительности и напору. отопление вентиляция водоснабжение турбина

Производительность всей котельной, т/ч:

,

где D_к^max - действительная паропроизводительность котельной с учетом расхода на собственные нужды и потери пара в котельной при максимально-зимнем режиме, т/ч:

Напор, который должны создавать питательные насосы, МПа:

,

где р_б = 4 МПа - наибольшее возможное избыточное давление в котлоагрегате, МПа;

р_д = 0,12МПа - избыточное давление в деаэраторе;

Н_сет = 0,15МПа - сопротивление всасывающего и нагнетающего трубопроводов.

Принимаем к установке 2 питательных насоса ПЭ-65-53, один из которых резервный: электродвигатель А3-315М-2, подача 65 м³/ч напор 5,8 МПа, частота вращения 3000 об/мин.

3. Выбор сетевых насосов

Суммарная производительность сетевых насосов теплофикационной установки должна быть такой, чтобы при выходе из строя любого насоса оставшиеся обеспечивали 100% расчётного расхода сетевой воды.

Объёмный расход сетевой воды

м³/ч

где н - удельный объём сетевой воды, м³/кг

Принимаем к установке четыре сетевых насоса СЭ-500-70-16, с основными техническими характеристиками:

подача ............................................................................ 500 м/ч,

напор .............................................................................. 70 м,

частота вращения ......................................................... 3000 об/мин,

мощность двигателя ..................................................... 160 кВт.

4. Выбор РОУ

РОУ предназначена для уменьшения параметров пара участвующего в технологическом процессе. РОУ устанавливается на линии острого пара от паровых котлов к турбине и в летний период для отпуска горячей воды от паровых котлов к сетевому подогревателю. По максимально зимним (10,2 т/ч) и летним (2,89 МВт) нагрузкам выбираем два РОУ производительностью 20 и 5 т/ч, с основными техническими характеристиками:

давление свежего пара ..................................................... 3,9 МПа,

температура свежего пара ................................................ 450 С,

давление редуцированного пара ...................................... 0,6 МПа,

температура редуцированного пара ................................ 190 С.

5. Подпиточные насосы

При закрытой теплофикационной системе устанавливаются два подпиточных насоса, из которых один является резервным.

Согласно «Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей» подпиточное устройство должно обеспечивать четырёхкратный расход нормальной подпитки тепловых сетей, из которых не менее 20 т/ч, должен покрываться химически очищенной и деаэрированной водой, а остальное количество - из водопровода технической воды.

Подпитка производится в обратную линию теплосети, где давление обычно около 0,07-0,15 МПа.

Аварийная подпитка теплосети.

м³/ч

где G_х.о - расчётный расход подпиточной воды, т/ч;

н - удельный объём сетевой воды, м³/кг.

К установке принимаются два подпиточных насоса Д-20-36, с основными техническими характеристиками:

подача .............................................................................. 40 м/ч,

напор ................................................................................ 36 м,

частота вращения ............................................................ 1500 об/мин,

мощность двигателя ........................................................ 7 кВт.

6. Конденсатные насосы

Конденсатные насосы сетевых подогревателей при двухступенчатом подогреве выбираются с резервным насосом на первой ступени подогрева, при одноступенчатом подогреве устанавливаются два конденсатных насоса без резерва.

Подача рабочих насосов первой ступени подогрева выбирается по суммарному расходу пара в отбор. При установке двух рабочих насосов на каждой ступени подогрева устанавливается один резервный насос на первой ступени подогрева с подачей равной подаче одного рабочего насоса.

Напор насосов выбирается по условию закачки конденсата сетевых подогревателей в линию основного конденсата турбины.

3. Химводоподготовка

Источник водоснабжения: - водопровод технической воды (для нужд предприятий и населения города). Состав воды приведен в Приложении 1.

Нормы качества питательной воды для водотрубных котлов с давлением до 4 МПа.

Содержание взвешенных веществ .................................... не допускается

Общая жесткость ................................................................ 5 мг-экв/кг

Содержание соединений железа ....................................... 50 мкг/кг

Содержание соединений меди .......................................... 10 мкг/кг

Содержание растворенного кислорода ............................. 20 мкг/кг

Содержание масел ............................................................... 0,6 мкг/кг

Содержание свободной углекислоты ............................ не допускается

Содержание NO₂ .................................................................. 20 мкг/кг

Значение рН при 25 °С ....................................................... 8,5-9,5

Схема ВПУ

Исходная вода поступает в цех водоподготовки, нагревается до 20 ъС в пароводяном подогревателе исходной воды и направляется в механические фильтры, где муть и взвеси осаждаются в слое фильтрующего материала.

Осветлённая вода после механических фильтров поступает в натрий- катионитовые фильтры I ступени, где частично умягчается. Частично умягчённая вода далее следует самостоятельным потоком. Поток частично умягчённой воды направляется в натрий- катионитовые фильтры II ступени, где происходит полное умягчение обрабатываемой воды. Глубоко умягчённая вода направляется (вместе с возвращающимся конденсатом с отопления, турбин, производства) в деаэрационную установку, деаэрируется и используется для питания двух паровых котлов .

Проверка ВПУ по критериям качества воды.

1. Величина продувки

где - сухой остаток обработанной воды, мг/кг;

- суммарные потери пара и конденсата в долях от паропроизводительности котельной;

- сухой остаток котловой воды, мг/кг.

Для котла с механической внутрибарабанной сепарацией пара сухой остаток котловой воды мг/кг.

Сухой остаток котловой воды определяется по формуле:

где Щ_о.в- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости).

%

Так как величина продувки не превышает 10% , то данная схема водоподготовки подходит по продувке.

2. Относительная щелочность обработанной воды.

%

%

Данная схема водоподготовки подходит по щелочности

3. Концентрация углекислоты в паре при деаэрации химически обработанной воды определяется по формуле:

мг/кг

где 22 - эквивалент СО2, мг;

0,4 - доля разложения NaHCO3 в котле (0,6 разложилось в деаэраторе);

0,9 - доля разложения Na2CO3 в котле, работающем на давлении 39 атм.

Схема подходит.

Производительность ВПУ.

, т/ч

где k_з - коэффициент запаса;

D_п - производительность котла, т/ч;

n - количество установленных котлов.

, т/ч

Расчет Na-катионитных фильтров II ступени

Необходимая площадь фильтрования:

м²

где W - скорость фильтрования, м/с.

Число фильтров

где f - площадь фильтрования серийного фильтра №1, м².

Принимаем два фильтра II ступени.

Продолжительность фильтроцикла

ч

где t - продолжительность регенерации, ч.;

h - высота слоя ионита в фильтре, м.;

- рабочая емкость поглощения катионита (СК-1), г•экв/м³;

- общая жесткость воды, после I ступени, мг•экв/кг;

Т - время полезной работы одного фильтра, ч.

Число регенераций одного фильтра в сутки

Расход воды на собственные нужды фильтра,м³

Расход воды на взрыхление

м³

где - интенсивность взрыхления, л/м²•с;

- продолжительность взрыхления, мин.

Расход воды на отмывку от продуктов регенерации

м³

где - скорость пропуска отмывочной воды, м/ч;

- продолжительность отмывки, мин.

Расход воды на приготовление регенерационного раствора

м³

где - удельный расход концентрированного реагента(NaCl), г/г•экв;

- концентрация раствора, %;

- плотность регенерационного раствора, г/мл.

Расход воды на собственные нужды одного фильтра

м³

Количество воды поступающей на фильтры, с учетом расхода на собственные нужды

м³/ч

Скорость фильтрования при работе всех фильтров II ступени, м/ч

м/ч

Скорость фильтрования в период регенерации одного фильтра, II ступени

м/ч

Расчет Na-катионитных фильтров I ступени

Необходимая площадь фильтрования

м²

Число фильтров

где f - площадь фильтрования серийного фильтра №1, м².

Принимаем три фильтра I ступени.

Продолжительность фильтроцикла

ч

где t - продолжительность регенерации, ч;

h - высота слоя ионита в фильтре, м;

- рабочая емкость поглощения катионита (СМ-1), г•экв/м³;

- общая жесткость воды, мг•экв/кг;

Число регенераций одного фильтра в сутки

Расход воды на собственные нужды фильтра,

Расход воды на взрыхление

м³

где - интенсивность взрыхления, ;

- продолжительность взрыхления, мин.

Расход воды на отмывку от продуктов регенерации

м³

Расход воды на приготовление регенерационного раствора

м³

Расход воды на собственные нужды одного фильтра

м³

Суточный расход воды на собственные нужды катионитных фильтров

м³/сутки

Часовой расход воды на собственные нужды

м³/ч

Количество воды поступающей на фильтры, с учетом расхода на собственные нужды

м³/ч

Скорость фильтрования при работе всех фильтров I стуени

м/ч

Скорость фильтрования в период регенерации одного фильтра

м/ч

Выбираем два Na-катионитных фильтра II ступени, три Na-катионитных фильтра I ступени и один резервный фильтр.

Расчёт осветлительных (механических) фильтров

Необходимая площадь фильтрования

м²

Число фильтров

где f - площадь фильтрования серийного осветлительного фильтра диаметром 2000 мм.

Принимаем два механических фильтра, загруженных кварцем.

Расход воды на собственные нужды фильтра, м³

Расход воды на взрыхляющую промывку

м³

где i - интенсивность взрыхления, л/м²•с;

- продолжительность взрыхления, мин.

Расход воды на отмывку осветлительного фильтра

м³

где - скорость спуска в дренаж первого мутного фильтрата, м/ч;

- продолжительность отмывки, мин.

Часовой расход воды на собственные нужды

где m - число отмывок в сутки.

Производительность осветлительных фильтров брутто

м³/ч

Действительная скорость фильтрования

м/ч

Действительная скорость фильтрования при отключении одного фильтра на промывку

м/ч

Скорость фильтрования допустима

Продолжительность фильтроцикла

ч

Суточное число отмывок каждого фильтра

<3

4. Разработка АСУ ТП мини ТЭЦ

Качество электроэнергии определяется напряжением и частотой переменного тока. Чем точнее поддерживаются эти параметры, тем выше качество электроэнергии. Регулирование напряжения осуществляется главным образом возбуждением генератора.

На каждом агрегате устанавливают регулятор скорости, который измеряет частоту вращения вала турбины и управляет системой, определяющей взаимосвязь внешней нагрузки и парового момента на валу турбины.

Совместным действием регуляторов всех турбоагрегатов, работающих на общую энергетическую систему, определяется регулирование частоты сети.

В данном дипломном проекте принят сервомоторный способ регулирования частоты вращения вала турбины.

Принцип сервомоторного регулирования.

Поршневая машина для перемещения паровых клапанов, называемая сервоприводом или сервомотором, управляется цилиндрическим золотником, для перемещения которого не требуется больших усилий.

Регулятор скорости 14 приводит в движение относительно легкий золотник 16 с помощью рычага ABC. Золотник осуществляет подвод и отвод жидкости от насоса 19 в полости поршневого сервомотора 17. Поршень этого сервомотора жестко связан с паровым клапаном 18. Механизм управления, изменяющий заданное значение щ, выполнен в виде подвижной точки опоры 15 рычага.

Предположим, что произошло уменьшение внешней нагрузки МВт. Это вызвало увеличение угловой скорости ротора и перемещение связанного с ним центробежного регулятора скорости 1. Муфта регулятора поднимется вверх, поднимет золотник 16 и жидкость под давлением направится в верхнюю полость сервомотора, а из нижней полости откроется слив жидкости. Под действием перепада давлений сверху и снизу поршень прикроет клапан и тем уменьшит паровой момент Мп. Угловая скорость будет уменьшаться. Муфта регулятора вернется в исходное положение, поставив золотник в среднее положение, когда жидкость не будет подводиться к полостям сервомотора и поршень остановится. Наступит статическое положение. При всех положениях поршня сервомотора (и, как следствие, клапана 18) муфта регулятора в статических, установившихся режимах будет всегда занимать одно и то же положение, что возможно только при условии сохранения неизменности угловой скорости ротора турбины при всех значениях статического равновесия моментов.

Рычаг ABC исполняет роль обратной связи поршня сервомотора, т. е. воздействия самого на себя. Поршень сервомотора, двигаясь в сторону, противоположную движению муфты регулятора, уменьшает перемещение золотника, чем снижается доступ жидкости в полость сервомотора и, как следствие, уменьшается скорость движения поршня, что отрицательно сказывается на быстродействии системы. Но у обратной связи есть очень важное свойство, заключающееся в том, что обратная связь держит поршень сервомотора в запертом положении. Предположим, что при установившемся состоянии системы из-за случайных причин началось перемещение поршня сервомотора (например, из-за перетечек жидкости через зазор между поршнем и цилиндром) вниз. Тогда действием обратной связи золотник 16 опустится вниз и жидкость под давлением направится в нижнюю полость сервомотора и поршень вернется в исходное положение. Таким образом, обратная связь позволяет осуществить достаточно точное перемещение поршня сервомотора при изменении статических режимов согласно команде регулятора скорости.

В данном случае получена система регулирования, поддерживающая угловую скорость без статической ошибки, т. е. степень неравномерности такой системы равна нулю. Такие системы называются изодромными (постоянного вращения).

Центробежный регулятор скорости ЛМЗ.

В качестве регулятора скорости на турбинах установлен центробежный регулятор ЛМЗ. Рассмотрим его устройство и принцип работы.

К концу вала 1 крепится корпус регулятора 2, к которому присоединена лента 3 с грузами 4. Эти грузы жестко связаны с пружиной 5, центр которой прикреплен к валу. В середине ленты 3 укреплена отбойная пластина 6. К отбойной пластине подходит сопло 7, укрепленное в подвижной части 8, представляющей собой поршень с отсечными кромками, регулирующими слив масла из линии управления 9. К поршню подводится масло, проходящее через дроссель 10 в наружную полость, из которой оно проходит в сопло 7. Отношение давлений р₁/р₂ определяется обратным отношением площадей поршня и соответственно поддерживается постоянством зазора б при неизменном давлении Р₂.

При изменении частоты вращения ротора турбины соответственно изменяется центробежная сила грузов 4.

При повышении угловой скорости центробежная сила возрастает, грузы расходятся, увеличивается зазор б. Это приводит к снижению давления р₁. Изменение этого давления определяется соотношением

где с -- плотность жидкости;

f -- площадь сечения дросселя 10;

-- коэффициенты расхода через сопло 7 и дроссель 10.

Считая , будем иметь

Увеличение угловой скорости регулятора и соответствующее увеличение б приводят к смещению подвижной части в сторону регулятора и большему открытию окна 11. Соответственно уменьшается давление р_х, передающее команду дальнейшим элементам системы регулирования. При достижении предельной угловой скорости 3300 об/мин открывается дополнительное окно 12, что приводит к закрытию стопорного и регулирующих клапанов. Предельное отклонение частоты вращения, до которого происходит смещение отбойной пластины 6, определяется зазором х_пр.

Внутри подвижной части 8 располагается деталь 13, перемещают которую от руки или моторчиком с помощью ручки 14. При перемещении детали 13 изменяется открытие того же окна 11, что и при перемещении подвижной части 8, а потому оно также изменит давление р_х, но только при воздействии от руки. При разрыве ленты 3 произойдет падение давления р_х и закрытие регулирующих клапанов, что, конечно, безопасно для турбины.

В самом регуляторе нет трущихся пар, и поэтому он весьма чувствителен и надежен в работе.

Размещено на Allbest.ru

...