Системы теплоснабжения делятся на закрытые и открытые.

При закрытой системе теплоснабжения вода из теплосети используется в системах горячего водоснабжения (ГВС) только как греющий теплоноситель для водопроводной воды, поступающей непосредственно к водоразборным приборам. Теплообмен между горячей водой из тепловой сети и холодной водопроводной водой происходит в водоводяных скоростных подогревателях.

При открытой системе теплоснабжения горячая вода из теплосети поступает непосредственно к водоразборным приборам абонента, местная разводка ГВС присоединяется через автомат-смеситель к подающему и обратному трубопроводу тепловой сети.

Местные системы отопления могут быть присоединены к тепловой сети по зависимой и независимой схеме.

Наиболее простым и удобным в эксплуатации является присоединение по зависимой схеме, когда в отопительных приборах и в теплосети циркулирует один и тот же теплоноситель. Для применения такой схемы необходимо, чтобы давление в обратном трубопроводе тепловой сети не превышало допустимого рабочего давления для отопительной системы.

Независимая схема присоединения позволяет гидравлически изолировать отопительные абонентские системы от теплосети и полностью защищает местные системы от повышенных аварийных давлений.

Присоединение калориферов вентиляционных систем осуществляется по схеме с непосредственной подачей перегретой воды в калориферы.

Температура сетевой воды в подающем трубопроводе достаточно высока (до 170°С). Поэтому в зависимых схемах присоединения систем отопления необходимо элеваторное или насосное подмешивание остывшей обратной воды к горячей из подающего трубопровода, что позволяет регулировать температуру в отопительных приборах.

В данной курсовой работе схема присоединения местных систем отопления принимается зависимой (с элеваторным или насосным смешением). Система теплоснабжения - закрытая.

Необходимо выбрать схему присоединения систем ГВС для жилых зданий по следующей формуле:

(4.1)

Так как , то схема подключения абонентов к тепловой сети - двухступенчатая смешанная [2, с. 360-361].

5. Расчет принципиальной тепловой схемы тэц

5.1 Расчет коэффициента теплофикации и выбор турбины

Тепловой схемой тепловой паротурбинной электрической станции (ТЭС) называется условное изображение агрегатов и аппаратов, участвующих в процессе производства электрической и тепловой энергии.

Полная тепловая схема отображает все оборудование ТЭС, в том числе запорно-регулирующую арматуру, вспомогательное оборудование, и предназначена для целей эксплуатации.

Принципиальная тепловая схема (ПТС) ТЭС наглядно показывает взаимосвязь основных элементов ТЭС, направление движения потоков рабочего тела, его параметры и расходы в узловых точках, которые наносят на схему после проведения ее расчета.

Основные элементы любой ПТС ТЭС (ТЭЦ) - паровой котел (ПК), паротурбинная установка (ПТУ) с системой регенеративного подогрева питательной воды (РППВ), включающей в себя подогреватели низкого и высокого давления (ПНД, ПВД), деаэратор (Д), сетевые подогреватели (СП) для нужд теплофикации.

Элементы ПТС ТЭС (ТЭЦ) имеют стандартное обозначение и располагаются на чертеже в определенной последовательности. В верхнем углу слева изображается ПК, а основные элементы указываются по часовой стрелке вправо и вниз в порядке снижения параметров рабочего тела - паровая турбина (Т) с электрогенератором, конденсатор (К), система РППВ. Между ПНД и ПВД поверхностного типа размещается деаэратор (Д), представляющий собой подогреватель смешивающего типа, после него - питательный насос (ПН), подающий питательную воду в ПК. Таким образом, котел - турбина - конденсатор - система РППВ - котел образуют основную замкнутую цепочку ПТС ТЭС (ТЭЦ).

Утилизаторы внутренних энергетических ресурсов - сепараторы непрерывной продувки (СНП) ПК - располагаются левее парового котла. Установки отпуска теплоты внешнему потребителю - сетевые подогреватели и пиковый водогрейный котел (ГЕВК) - изображаются правее от основной цепочки ПТС.

Цель расчета ПТС ТЭС (ТЭЦ) - определить параметры, расходы и направления движения потоков рабочего тела во всех точках схемы, расход пара на турбину, электрическую мощность турбины.

Существует несколько основных методов расчета ПТС ТЭС (ТЭЦ):

а) аналитический - расчет ведется в долях отборов пара при заданной электрической мощности;

б) метод последовательных приближений - расчет ведется по предварительно заданному расходу пара на турбину с последующим его уточнением;

в) расчет по заданному пропуску пара на конденсатор;

г) расчет с использованием диаграмм режимов работы турбины. Ниже рассмотрен расчет ПТС методом последовательных приближений.

Основным источником централизованного теплоснабжения в настоящее время является ТЭЦ (теплоэлектроцентраль), где осуществляется одновременная выработка электрической и тепловой энергии.

Для расчета ПТС воспользуемся методом последовательных приближений.

Максимальное расчетное потребление тепловой энергии потребителями района непродолжительно по времени (в сравнении с продолжительностью всего отопительного периода). Завышение тепловой мощности основного электрооборудования ТЭЦ и соответствующий подбор турбины и теплофикационных (сетевых) подогревателей с целью покрытия кратковременных максимумов тепловой нагрузки приводит к неоправданным перерасходам капиталовложений. Поэтому тепловая мощность энергоблоков ТЭЦ должна обеспечивать только базовую часть теплового потребления, остальная часть тепловой нагрузки должна покрываться пиковым водогрейным котлом (ПВК).

Если обозначить максимальную расчетную тепловую нагрузку района , кДж/с, а нагрузку, соответствующую среднеотопительной температуре , кДж/с, то отношение этих тепловых нагрузок называется коэффициентом теплофикации.

Турбину для ТЭЦ, которая должна обеспечить теплом заданный район, выбираем таким образом, чтобы номинальная нагрузка теплофикационного отбора турбины была достаточна для покрытия суммарной тепловой нагрузки среднеотопительного режима .

По суммарной тепловой нагрузке среднеотопительного режима:

выбираем турбину типа: T-50/60-130 [1, c. 47-48]

Для покрытия разницы нагрузок (), кДж/с, предназначен ПВК. Выбор пикового водогрейного котла осуществляется по формуле:

(5.2), где

кДж/с

Выбираем водогрейный пиковый котел марки: КВГМ-50 [1, c. 47-48]

5.2 Расчет коэффициента теплофикации и выбор турбины

Процесс расширения пара в турбине в h-s-диаграмме (рис. 3) условно показывают прямыми линиями по отсекам турбины. Внутренний относительный КПД турбины или данного отсека оценивают по данным испытаний аналогичных турбин или ступеней турбины. Обычно проточной части турбины принимается в пределах 0,78…0,85, а отсеков

Внутренний относительный КПД турбины:

, (5.4)

где: и - соответственно, относительный эффективный и механический КПД, зависящий от электрической мощности турбины МВт;

Полезно используемый теплоперепад в турбине:

, (5.5)

где: - располагаемый теплоперепад, определяемый разностью энтальпий в начале (при ) и конце процесса расширения (при ), кДж/кг.

Согласно конструктивным соображениям теплофикационная турбина делится на три основных отсека: ЧВД; ЧСД; ЧНД.

Оптимальное количество отборов пара и регенеративного подогрева питательной воды (РППВ) принимаем в зависимости от электрической мощности турбины МВт, следовательно, отборов.

Интервал подогрева питательной воды обусловлен температурой конденсата в конденсаторе турбины , определяемый по давлению пара в конденсаторе , и температурой питательной воды , оптимальное значение которой зависит от давления пара перед турбиной .

Так как .

Коэффициент регенерации , учитывающий увеличение расхода пара на турбину вследствие наличия регенеративного подогрева питательной воды (РППВ), выбираем в зависимости от параметров пара перед турбиной и .

Так как .

Для получения равномерного подогрева воды по ступеням РППВ заданный интервал температур, с учетом подогрева питательной воды в саль сальниковом и эжекторном подогревателях , разбивается на равных участков в соответствии с количеством регенеративных подогревателей (ПВД и ПНД). Далее следует определение температур греющего пара, по которым устанавливаются значения давления и энтальпии регенеративных отборов.

Эту задачу решим графическим способом (рис. 4). Для этого в масштабе по оси ординат откладываются значения температуры питательной воды и конденсата с учетом подогрева его в сальниковом и эжекторном подогревателях

.

Ось абсцисс делят на равные участки, соответствующие количеству регенеративных подогревателей.

Зная значения

(по давлению в деаэраторе ) на графике откладывают фиксированные точки, которые соединяют прямыми линиями. Установив значения температуры с учетом величины недогрева воды до температуры насыщения в подогревателях высокого давления (ПВД) , в подогревателях низкого давления (ПНД) , в деаэраторе , вычисляют температуры насыщения отборов греющего пара

(5.6)

по которым из таблиц свойств воды и водяного пара находят давления греющего пара в регенеративных отборах (с учетом величины потери давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей 8 %). Результаты расчетов заносим в таблицу 5.2 [3, П 4, с. 476-477].

Таблица 5.2 - Расчетные данные температуры и давления пара.

5.3 Исходные данные и расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ с турбинами типа Т

Исходные данные:

1. Электрическая мощность турбины .

2. Начальные параметры пара:

3. Давление в конденсаторе

4. Давление отопительных отборов пара:

- верхнего отопительного

- нижнего отопительного

5. Схема отпуска теплоты с ТЭЦ: теплофикационная установка на ТЭЦ включает в себя два сетевых подогревателя и пиковый водогрейный котел; количество отпускаемой теплоты с ТЭЦ , кДж/с, принимается

6. Температурный график сети в расчетном режиме ; ;

7. Тип парогенератора - барабанный.

8. Параметры пара на выходе из парогенератора:

9. Температура питательной воды ;

10. Коэффициент продувки парогенератора от , где - расход пара из парогенератора (брутто).

11. Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения от , где - расход пара из парогенератора (нетто).

12. Число отборов пара на регенерацию

13. Давление в деаэраторе

14. Подогрев конденсата в сальниковом и эжекторном подогревателях .

15. Недогрев воды в подогревателях высокого давления , в подогревателях низкого давления .

16. Коэффициент полезного действия теплообменников

17. Электромеханический КПД генератора

18. Расходы пара в сальниковом и эжекторном подогревателях принять следующие:

a) Количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотнений турбины,

б) Количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы,

Пользуясь данными таблиц свойств воды и водяного пара [3, с. 476-478] и построенной диаграммой расширения пара в проточной части выбранной турбины, составим сводную таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Параметры в основных точках тепловой схемы ТЭЦ

5.4 Выбор теплофикационных подогревателей и пикового водогрейного котла

Расчет сетевой подогревательной установки.

1. повышение энтальпии питательной воды в питательном насосе (ПН), кДж/кг:

(5.7)

где: - повышение давления в питательном насосе, МПа;

- КПД питательного насоса, принимается равным 0,79;

- давление питательной воды после питательного насоса, ;

- средний удельный объем воды, , [3, П 5, с. 478]

Подставляем рассчитанные данные в (5.7):

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД 3:

где: - энтальпия конденсата греющего пара в деаэраторе; (таблица 5.3);

2. Расход сетевой воды:

(5.8)

где: - повышение энтальпии сетевой воды в расчетном режиме;

- теплоемкость воды при постоянном давлении; кДж/кг;

кДж/кг;

кг/с

3. Энтальпия сетевой воды на выходе из СПВ:

(5.9)

где: - энтальпия сетевой воды на выходе из СПВ; кДж/кг.

кДж/кг.

4. Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени, кг/с:

(5.10)

5. Расход пара на сетевой подогреватель верхней ступени, кг/с:

(5.11)

6. Тепловая нагрузка сетевых подогревателей, кДж/с:

(5.12)

(5.13)

Рассчитаем площади поверхностей теплообмена:

где: - коэффициент теплопередачи, для пароводяных подогревателей принимается ; [1, с. 19]

- средняя разность температур между теплоносителями в подогревателе (средний температурный напор), принимается ; [1, с. 19]

В качестве теплофикационных подогревателей выбираются кожухотрубчатые теплообменники [2, с. 160-163]. Основные параметры выбранных подогревателей сводим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Основные параметры подогревателей.

Определение предварительного расхода пара на турбину.

7. Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов

, (5.14)

, (5.15)

8. Оценим расход пара на турбину , кг/с:

(5.16)

9. Производительность парогенератора, кг/с:

(5.17)

где: - расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с;

10. Расход питательной воды, кг/с:

(5.18)

где: - расход продувочной воды, кг/с;

Расчет регенеративной схемы.

11. Расход пара на ПВД 1, кг/с:

(5.20)

12. Расход пара на ПВД 2, кг/с:

(5.20)

12. Расход пара на ПВД 3, кг/с:

(5.22)

14. Материальный баланс деаэратора:

(5.23)

где: - расход конденсата через ПНД 3, кг/с;

- расход пара на деаэратор, кг/с;

(I)

15. Тепловой баланс деаэратора:

(5.24)

Откуда,

(II)

Составляем систему из (I) и (II), получим:

В результате решения системы получим кг/с, кг/с.

16. Расход пара на ПНД 3, кг/с:

(5.25)

17. Расход пара на ПНД 2, кг/с:

 (5.25)

где: - расход конденсата через ПНД 2, кг/с;

Оценим энтальпию конденсата на входе в ПНД 1 , затем уточним ее значение.

19. Расход пара в конденсатор, кг/с:

, (5.27)

20. Уточнение энтальпии смеси конденсата перед ПНД 1 :

(5.28)

где: - энтальпия конденсата греющего пара на выходе из эжекторного подогревателя, кДж/кг, принимаем

- расход конденсата через ПНД 1, кг/с;

21. Внутренняя мощность турбины, Мвт:

22. Электрическая мощность турбины, МВт:

23. Уточнение расхода пара на турбину:

5.5 Описание тепловой схемы ТЭЦ

Тепловая схема ТЭЦ зависит от типа выбранной турбины и теплофикационного оборудования.

Современные турбины имеют несколько нерегулируемых и регулируемых отборов пара. Нерегулируемые отборы пара используются для регенеративного подогрева питательной воды (РППВ). Регулируемые отборы пара бывают промышленными и теплофикационными. Регулируемые промышленные отборы турбин с давлением пара а предназначены для обеспечения технологических нужд промышленных предприятий. В качестве резерва, на случай остановки турбины, предусмотрена подача пара на технологические нужды предприятий непосредственно из энергетического котла через редукционно-охладительную установку (РОУ). Турбины могут иметь один или два регулируемых теплофикационных отбора. Нижний теплофикационный отбор пара обеспечивает подогрев сетевой воды в сетевом подогревателе первой ступени (СП 1), верхний теплофикационный отбор обеспечивает дальнейший подогрев сетевой воды в сетевом подогревателе второй ступени (СП 2). При необходимости сетевая вода может дополнительно подогреваться в пиковом водогрейном котле (ПВК).

Конденсат отработавшего в турбине пара из конденсатора подается конденсаторным насосом через цепочку регенеративных подогревателей низкого давления (ПНД) в деаэратор, где конденсат подвергается процессу деаэрирования (очистки от растворенных коррозионно-активных газов). Далее конденсат (теперь уже называемый питательной водой) подается питательным насосом через систему регенеративных подогревателей высокого давления (ПВД) в паровой (энергетический) котел, где превращается в перегретый пар, подаваемый в турбину.

Циркуляция воды в теплосети района и сетевых подогревателях осуществляется сетевыми насосами. Перед насосами размещают грязевик, очищающий сетевую воду от взвешенных частиц. Утечки сетевой воды восполняются за счет химически и механически очищенной водопроводной воды, пропущенной через специальные фильтры и деаэратор. В цепи подпитки устанавливается подпиточный насос и регулятор подпитки.

Заключение

В процессе выполнения данной курсовой работы было рассчитано теплопотребление жилого района города Рязань с заданным количеством жителей m = 70000 чел.

Были определены значения тепловых нагрузок в зависимости от среднесуточной температуры, в том числе: отопительная, вентиляционная, нагрузка ГВС, а так же суммарная тепловая нагрузка. По результатам определения нагрузок был построен график расхода теплоты по продолжительности тепловых нагрузок для заданных климатических условий в отопительный период.

Был произведен расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ, которая удовлетворяла бы потребностям жилого района в тепле, произведен выбор турбины и основного теплофикационного оборудования. Затем была выбрана возможная схема присоединения абонентов (жилых зданий) к тепловой сети.

Литература

1. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник/ Под ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина - М.: Энергоатомиздат, 1991. -Т.4

2. Промышленные тепловые электростанции/ Под ред. Е.Я. Соколова. - М:Энергия, 1979

3. Баженов М.И., Богородский А.С. Составление и расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной электростанции. М.: МЭИ, 1984

4. Гольстрем В.А., Кузнецов Ю.Л. Энергетический справочник инженера, - Киев: Теэника, 1983

5. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети.- М.:Энергоиздат, 1975

Размещено на Allbest.ru