Теплоснабжение жилого района от ТЭЦ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Гомельский государственный технический университет

им. П.О. Сухого

Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»

Курсовая работа

на тему: «Теплоснабжение жилого района от ТЭЦ»

по дисциплине «Теплотехнические процессы и установки»

Выполнил студент группы ЭПП-31

Евраев К.М.

Принял преподаватель

Якимченко В.Г.

Гомель 2013



Содержание

Введение

1. Расчет тепловых нагрузок жилого района

1.1 Расчет отопительной нагрузки жилых и общественных зданий

1.2 Расчет вентиляционной нагрузки общественных зданий

1.3 Расчет нагрузки горячего водоснабжения

1.4 Расчет суммарной тепловой нагрузки

1.5 Определение годовых расходов тепла жилыми и общественными зданиями

2. Построение графика расхода тепла по продолжительности тепловых нагрузок

3. Построение графика температур в подающем и обратном трубопроводе теплосети в зависимости от температуры наружного воздуха (графика центрального регулирования отпуска теплоты)

4. Выбор схемы присоединения абонентов к тепловой сети

5. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

5.1 Расчет коэффициента теплофикации, выбор турбины и пикового водогрейного котла

5.2 Построение процесса расширения пара в турбине в h-s диаграмме

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

5.4 Описание принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Литература



Введение

Целью настоящей курсовой работы является углубление знаний по дисциплине «Теплотехнические процессы и установки», а также получение практических навыков в теплотехнических расчетах и в работе со справочной литературой и нормативными документами.

Как известно, на отопление, на вентиляцию, на кондиционирование воздуха, горячее водоснабжение жилых и общественных зданий, а также производственных и административно бытовых промышленных предприятий расходуется около одной трети всего органического топлива, расходуемого в республике.тепловой схема нагрузка расчёт

Одним из наиболее эффективных путей экономии топлива является теплофикация. Под термином «теплофикация» понимается централизованное теплоснабжение жилых, общественных зданий, промышленных предприятий на базе комбинированной выработки тепловой и электрической энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ).

Термодинамической основой теплофикации служит полезное использование низкопотенциального тепла, отводимого от теплосилового цикла в окружающую среду и ранее не использовавшегося. Как показывает практика и подтверждают технико-экономические расчеты, при наличии теплового потребления 25 МВт и более целесообразна комбинированная (совместная) выработка тепловой и электрической энергии, которая позволяет снизить удельные расходы топлива на выработку единицы тепловой и электрической энергии по сравнению с раздельным их производством (КЭС - котельная).

При установке на станции теплофикационных турбин с отопительными и промышленными отборами, турбин с противодавлением появляется возможность обеспечить теплом и паром не только объекты жилого фонда, но и близлежащие промышленные и коммунально-бытовые предприятия.

1. Расчет тепловых нагрузок жилого района

1.1 Расчет отопительной нагрузки жилых и общественных зданий

Максимальный расход теплоты на отопление жилых зданий, кДж/с, вычисляется по следующей формуле:

(1.1)

где q_ov -- отопительная характеристика здания, Дж/(с*м3*К), для жилых зданий принимается 0,39-0,49 при условии шести- и более этажной застройки [4, с. 233-234]; V - наружный объем жилых зданий, м3; t_в.р. - расчетная внутренняя температура воздуха отапливаемых помещений, принимается для жилых зданий +18°С; t_н.о. - расчетная наружная температура воздуха для проектирования систем отопления, °С.

Наружный объем жилых зданий, м3, определяется по формуле:

(1.2)

где m - количество жителей района, чел.; е - норма жилой площади на одного жителя, м²/чел.; К_ж - отношение наружного объема жилого фонда к жилой площади, м³/м².

Для жилых зданий:

Для общеобразовательных школ:

Для детсадов, яслей:

Для столовых (кафе):

Для бань:

Для прачечных:

Для магазинов пром- и продтоваров:

Для медпунктов:

Для аптек:

Для кинотеатров:

Суммарная отопительная нагрузка:

Результаты расчетов по определению расхода теплоты на отопление жилых и общественных зданий для заданного района заносятся в таблицу 1.1

1.2 Расчет вентиляционной нагрузки общественных зданий

Максимальный расход теплоты на вентиляцию общественных зданий, кДж/с, вычисляется для каждого типа зданий отдельно по следующей формуле:

(1.3)

где q_в -- вентиляционная характеристика здания, Дж/(с*м3*К; V - наружный объем жилых зданий, м3; t_в.р. - расчетная внутренняя температура воздуха отапливаемых помещений, принимается для жилых зданий +18°С; t_н.в. - расчетная наружная температура воздуха для проектирования систем вентиляции, °С.

Для общеобразовательных школ:

Для детсадов, яслей:

Для столовых (кафе):

Для бань:

Для прачечных:

Для магазинов пром- и продтоваров:

Для медпунктов:

Для аптек:

Для кинотеатров:

Суммарная отопительная нагрузка:

Результаты расчетов по определению расхода теплоты на вентиляцию жилых и общественных зданий для заданного района заносятся в таблицу 1.1

Таблица 1.1 - Расходы тепла на отопление и вентиляцию зданий района.

Наименование Зданий	Количество зданий нарайон	Наружный объем одного здания, м3	Суммарный наружный объем, м3			tв.р, оС	Qo, лДж/с	Qв, лДж/с
Жилые здания	-	-	4536000	0.49	-	18	106686.72	-
Общественный здания, в т.ч.	12	-	-	-	-	-	13959.884	5986.019
1)Общеобразовательные школы	2	23752	342028.8	0.38	0.094	16	5978.663	1028.823
2) Детсады, ясли	3	8846	191073.6	0.40	0.117	20	3821.472	804.802
3) Столовые (кафе)	1	4566	32875.2	0.44	0.833	16	665.394	876.321
4) Бани	1	4919	35416.8	0.47	1.167	25	915.524	1694.588
5) Прачечные	1	3082	22190.4	0.47	0.944	15	469.327	649.38
6) Магазины прод- и промтоваров	1	6994	50356.8	0.44	0.117	15	997.065	182.644
7) Медпункты	1	780	5616	0.47	0.292	20	131.976	59.035
8) Аптеки	1	1170	8424	0.47	0.292	16	182.127	78.714
9) Кинотеатры	1	6000	43200	0.42	0.472	14	798.336	611.712
Суммарная отопительная и вентиляционная нагрузки	120646.604	5986.019

1.3. Расчет нагрузки горячего водоснабжения

Среднесуточный расход теплоты на ГВС жилых и общественных зданий в отопительный период, кДж/сут, вычисляется по следующей формуле:

(1.4)

где m - количество жителей района; а - норма расхода воды на ГВС на одного человека, кг/сут-чел, проживающего в жилом здании с горячим водоснабжением; b - норма расхода воды на ГВС, потребляемой в общественных зданиях, на одного человека, кг/сут-чел; t_.г-- температура горячей воды, подаваемой в систему ГВС, принимаемая равной 55°С [1, с. 357]; t_х.з-температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, принимаемая равной 5°С [1, с. 357]; сср - средняя удельная теплоемкость воды, с_ср= 4,19 кДж/(кг*К).

Средняя нагрузка ГВС жилых и общественных зданий в отопительный период, кДж/с:

(1.5)

Среднесуточный расход тепла на ГВС жилых и общественных зданий в летний период, кДж/сут, вычисляется по формуле:

(1.6)

где m - количество жителей района; а - норма расхода воды на ГВС на одного человека, кг/сут-чел, проживающего в жилом здании с горячим водоснабжением; b - норма расхода воды на ГВС, потребляемой в общественных зданиях, на одного человека, кг/сут-чел; t_г - температура горячей воды, подаваемой в систему ГВС, принимаемая равной 55 °С [1, с. 357]; t_хл - температура холодной (водопроводной) воды в летний период, принимаемая равной 15 °С [1, с. 358]; C_ср.p - средняя удельная теплоемкость воды, C_ср.p=4,19 кДж/(кг.К); К_д - коэффициент, учитывающий изменение расхода воды на ГВС в летний период по отношению к расходу воды в отопительный период, для жилищно-коммунального сектора принимается K_д=0,8 [1, с. 358].

Средняя нагрузка ГВС жилых и общественных зданий в летний период, кДж/с:

(1.7)

Расчетная максимальная нагрузка ГВС в отопительный период для жилых зданий, кДж/с:

(1.8)

(1.9)

где ^ч - расчетный коэффициент часовой неравномерности ^ч=2.4

1.4 Расчет суммарной тепловой нагрузки

В итоговую таблицу 1.2 заносятся результаты расчета тепловых нагрузок отопления жилых и общественных зданий, вентиляции общественных зданий, ГВС и суммарной, соответствующие трем среднесуточным температурам t наружного воздуха: +8°С, t_н.о. и t_н.в. При этом для определениянедостающих значений тепловых нагрузок отопления и вентиляции (Q_.t.o при +8 °С и , tн.о; Оt.в при +8 °С) используют следующие формулы пересчета тепловых нагрузок:

(1.10)

(1.11)

Рассчитываем тепловые нагрузки для каждой характерной температуры наружного воздуха:

Суммарные нагрузки при различных температурах:

Таблица 1.2 - Значение тепловых нагрузок в зависимости от среднесуточной температуры наружного воздуха t_н

Наименование тепловой нагрузки	Единица измерения	Температура наружного воздуха tн, оС
		+8	tн.о	tн.в
Отопительная	кДж/с	25134.709	120646.604	85458.011
Вентиляционная	кДж/с	1760.594	8450.85	5986.019
Нагрузка ГВС	кДж/с	30587
Суммарная	кДж/с	57482.303	159684.454	122031.03

1.5 Определение годовых расходов тепла жилыми и общественными зданиями

Годовые расходы теплоты на отопление и вентиляцию, МДж, определяются исходя из средних за отопительный сезон расходов теплоты и продолжительности отопительного периода по следующим формулам:

(1.12)

(1.13)

(1.14)

(1.15)

где n_o - продолжительность отопительного периода, с; n_в - продолжительность работы вентиляции в течение отопительного периода, n_в=0.75 n_o, с; t_в.р - принимается +18 ^оС.

Годовой расход тепла на горячее водоснабжение, МДж:

(1.16)

где n - длительность работы ГВС в течение года, принимается n=30.24*10⁶ c.

Суммарный годовой расход тепла на теплоснабжение жилого района, МДж:

(1.17)



2. Построение графика расхода тепла по продолжительности тепловых нагрузок

Температура наружного воздуха в течение отопительного периода меняется. С изменением температуры наружного воздуха должно изменяться и количество отпускаемой потребителю теплоты. В связи с этим при проектировании системы теплоснабжения необходимо строить график расхода теплоты по продолжительности тепловых нагрузок в отопительный период.

График имеет две части (рис. 2.1): правую - основную и левую - вспомогательную. Левая часть графика отражает зависимость тепловых нагрузок (отопительной, вентиляционной, горячего водоснабжения и суммарной) от среднесуточной температуры наружного воздуха. Диапазон среднесуточных температур берется от +8 °С (температуры начала и окончания отопительного периода) до t_н.о.

Правая часть графика представляет собой зависимость суммарной тепловой нагрузки, соответствующей определенным среднесуточным температурам наружного воздуха (из левой части графика), от продолжительности стояния этих температур (числа часов за отопительный период со среднесуточными температурами наружного воздуха, равными и ниже данных).

Левая часть графика строится на основании таблицы 1.2 (из раздела 1.4).Для построения правой части графика необходимо знать продолжительность стояния среднесуточных температур наружного воздуха за отопительный период для заданной климатической области [1, с. 355-356], при этом следует заполнить таблицу 2.1.



Таблица 2.1 - Продолжительность стояния среднесуточных температур наружного воздуха за отопительный период.

Температура наружного воздуха tн, 0С	tн.о	-4.7	tн.в	+8
Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха, равной и ниже данной	25	3820	604.2	5230



3. Построение графика температур в подающем и обратном трубопроводе теплосети в зависимости от температуры наружного воздуха (графика центрального регулирования отпуска теплоты)

Одним из основных способов регулирования отпуска теплоты источником централизованного теплоснабжения является выработка тепла с оптимальными, экологически наиболее выгодными параметрами (качественное регулирование отпуска теплоты). Для определения таких оптимальных параметров теплоносителя строится график температур.

Так как расход тепла на отопление и вентиляцию является основным как для жилищно-коммунального сектора, так и для промышленных предприятий, то представляется необходимым построение графика центрального качественного регулирования отпуска теплоты по отопительной нагрузке.

Построение графика основано на определении зависимости температуры сетевой воды в подающей и обратной магистрали от температуры наружного воздуха.

График температур в падающем и обратном трубопроводе в зависимости от температуры наружного воздуха строится для заданных климатических условий и температурного графика сети в расчетном режиме, для закрытой системы теплоснабжения и зависимых схем присоединения отопительных установок к тепловой сети (рис. 3.1).

На ось ординат наносятся точки А и Б, соответствующие расчетной температуре теплоносителя в подающем и обратном трубопроводе при tн.о. Далее находят на графике точку В, соответствующую расчетной температуре воздуха отапливаемых помещений tв (принимается расчетная температура воздуха для жилых зданий +18 °С, так как основная застройка района - жилая) и равной ей температуре теплоносителя в подающем и обратном трубопроводе.

Затем производят расчеты для построения линий АВ и БВ по следующим выражениям:

(3.1)

где - коэффициент смешения, равный отношению количества обратной воды, подмешиваемой элеватором, к количеству воды, поступающей из теплосети,

^oC (3.2)

^oC (3.3)

Так как по тепловым сетям одновременно подается теплота на отопление, вентиляцию, и ГВС, для удовлетворения тепловой нагрузки ГВС необходимо ввести коррективы в график температур воды в теплосети. Температура нагреваемой воды на выходе из водяного подогревателя ГВС не должна быть выше 60 ^oC, поэтому минимальная температура сетевой воды в подающей магистрали для закрытой системы теплоснабжения принимается равной 70 ^oC. Точка излома графика делит его на две части с различными режимами регулирования: в диапазоне температур наружного воздуха от температуры точки излома t_и до t_н.о осуществляется центральное качественное регулирование отпуска теплоты, в диапазоне от +8 ^oC до t_и - местное количественное регулирование расхода теплоносителя через абонентские системы.



4. Выбор схемы присоединения абонентов к тепловой сети

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.

Схему присоединения систем ГВС выбирают в зависимости от соотношения максимальных тепловых нагрузок ГВС и отопления:

Выбираем двухступенчатую последовательную схему присоединения абонентов к тепловой сети.



5. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

5.1 Расчет коэффициента теплофикации, выбор турбины и пикового водогрейного котла

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

Максимальное расчетное потребление тепловой энергии потребителями района непродолжительно по времени (в сравнении с продолжительностью всего отопительного периода). Завышение тепловой мощности основного энергооборудования 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).

При температурах наружного воздуха от +8 °С до t_ср.от тепловая нагрузка обеспечивается за счет регулируемых теплофикационных отборов турбины и сетевых (теплофикационных) пароводяных подогревателей. При более низких температурах в работу включается ПВК. Если обозначить максимальную расчетную тепловую нагрузку района Q₁, кДж/с, а нагрузку, соответствующую среднеотопительной температуре t_ср.от, - Q₃, кДж/с, то отношение этих тепловых нагрузок называется коэффициентом теплофикации б_т:

(5.1)

Для современных турбин оптимальное значение коэффициента теплофикации лежит в интервале 0,4-0,7.

Турбину для ТЭЦ, которая должна обеспечить теплом заданный район, выбирают таким образом, чтобы номинальная нагрузка теплофикационного отбора турбины была достаточна для покрытия суммарной тепловой нагрузки среднеотопительного режима Q₃. Выбираем турбину типа ПТ-50/60-130/7 (Q₃= =78.795 Гкал/ч).

Для покрытия разницы нагрузок (Q₁- Q₃), кДж/с, предназначен ПВК. Выбор ПВК осуществляется по формуле:

(5.2)

Выбираем ПВК марок КВ-ГМ-50 и КВ-ГМ-10.

5.2 Построение процесса расширения пара в турбине в h-s диаграмме

Процесс расширения пара в турбине в h-s-диаграмме (рис. 5.1) условно показывают прямыми линиями по отсекам турбины. Внутренний относительный КПД турбины или данного ее отсека оценивают по данным испытаний аналогичных турбин или ступеней турбины. Обычно КПД проточной части турбины принимается в пределах 0,78...0,85; а отсеков з'=0,78...0,85; з''=0,82...0,91; з'''=0,05...0,25.

Полезно используемый теплоперепад в турбине H_i, кДж/кг:

(5.3)

где Но - располагаемый теплоперепад, определяемый разностью энтальпий в начале (при P_o, t_o) и конце процесса расширения (при P_к, t_к), кДж/кг.

Полезно используемый теплоперепад в отсеках турбины, кДж/кг:

(5.4)

На отсеки теплофикационная турбина делится согласно следующим конструктивным соображениям.

Первый отсек - от давления перед стопорным клапаном Р_о до давления в промышленном отборе Р_пр. Потеря давления пара в стопорном и регулирующем клапанах составляет 3-5 % давления пара перед турбиной Р_о. Наличие промежуточного перегрева пара на значение КПД проточной части турбины, не сказывается.

(5.5)

Второй отсек - от давления в промышленном отборе Р_пр до давления в отопительном отборе Р_от.

Третий отсек - от давления в отопительном отборе Рот до давления в конденсаторе Р_к.

Потеря давления в регулирующих клапанах промышленного и отопительного отборов принимается в размере 10% давлений соответствующих отборов. Потеря давления пара между отсеками - 12-15 %.

(5.6)

Коэффициент регенерации К_р, учитывающий увеличение расхода пара на турбину вследствие наличия регенеративного подогрева питательной воды (РППВ), выбирается в зависимости от параметров пара перед турбиной и температуры питательной воды. В нашем случае давление пара перед турбиной p₀=13 МПа, следовательно выбираем К_р=1.17.

Для получения равномерного подогрева воды по ступеням РППВ заданный интервал температур, с учетом подогрева питательной воды в сальниковом и эжекторном подогревателях Дt_эж+ Дt_с.п=7 °С, разбивается на n+1 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.

Для построения процесса расширения пара определим из рис. 5.2 температуры в ступенях турбины:

Найдем давление p'₀:

Определив по таблице свойств воды и водяного пара давление p₃=10 бар найдем давление p'₃:

Определяем энтальпии i₀=3510.7 кДж/кг и i₀₃=2828 кДж/кг. Найдем теплоперепад в первом отсеке турбины:

Зная теплоперепад найдем энтальпию в начале 2-го отсека:

Аналогично определяются параметры остальных отсеков турбины. После определения всех давлений по таблице свойств воды и водяного пара определяются соответствующие энтальпии. Далее определяются теплоперепады между началом турбины и всеми ее отсеками по формуле:

Выполним рисунок процесса расширения пара и отметим все параметры на нем (рис. 5.3).

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

1. Электрическая мощность турбины: N_э=50 МВт.

2. Начальные параметры пара: p₀=13 МПа; t₀=235; i₀=3510.7 кДж/кг.

3. Давление в конденсаторе турбины: p_k=0.003 МПа.

4. Давление промышленного и отопительных отборов пара: p_пр=p₃=1 МПа; p_от1=р₆=0.05 МПа; p_от2=р₇=0.016 МПа.

5. Схема отпускаемой теплоты с ТЭЦ: Q^макс_отп.=Q¹.

6. Температурный график сети в расчетном режиме: ф_п/ ф_о=130/70.

7. Тип парогенератора - барабанный.

8. Параметры пара на выходе из парогенератора: p_пг=13.72 МПа; t_пг=570

9. Температура питательной воды: t_пв=235.

10. Коэффициент продувки парогенератора б_пр=1.5% от D_пгбр, где D_пгбр - расход пара из парогенератора (брутто).

11. Схема использования теплоты продувочной воды парогенератора: двухступенчатый сепаратор и подогрев химически очищенной воды в поверхностном теплообменнике.

12. Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения: б_пр=1.2% от D_пг.н., где D_пг.н - расход пара из парогенератора (нетто), равный расходу пара D_т.

13. Коэффициент внутристанционных потерь конденсата б_ут=1.3% от D_пг.н

14. Число отборов пара на регенерацию: n=7.

15. Давление в деараторе: р_д=0.588 МПа.

16. Схема приготовления добавочной воды парогенератора - химводоочистка.

17. Температура химически очищенной воды: t_хов=30.

18. Подогрев конденсата в сальниковом и эжекторном подогревателях: Дt_эж+ Дt_с.п=7 °С.

19. Недогрев воды в подогревателях высокого давления И_пвд=2°С в подогревателях низкого давления и сетевых подогревателях И_пнд= 5°С.

20. Коэффициент полезного действия теплообменников: з_от=0.98.

21. Электромеханический КПД генератора: з_эм=0.98.

22. Расходы пара в сальниковом и эжекторном подогревателях принять следующие: D_упл=1.33 кг/с; D_с.п=1.795 кг/с; D_эж+D_с.эж=0.654 кг/с.

Потеря давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей составляет 8% от значений давления в соответствующих отборах. Разность энтальпий конденсата греющего пара и воды на выходе из подогревателя для ПВД принимается равной 8,4 кДж/кг, для ПНД и СП - 21 кДж/кг, для деаэратора - 0. Энтальпия дренажа пара в ПВД берется на 41,9 кДж/кг выше, чем энтальпия питательной воды на входе данного ПВД i'_0i= i'_i+1+41.9; для ПНД и СП i'_0i=i'_нi.

Составим сводную таблицу параметров в основных точках схемы ТЭЦ.

Таблица 5.1 - Параметры в основных точках принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Наименование величин	Элементы схемы
	ПВД1	ПВД2	ПВД3	Деаэр-р	ПНД1	ПНД2	ПНД3	ПНД4	Конд-р	СП1	СП2
Давление отборного пара, МПа	P1	P2	P3	P3	P4	P5	P6	P7	Pk	P6	P7
	3	1.9	1.0	1.0	0.28	0.135	0.05	0.016	0.003	0.05	0.016
Энтальпия пара, кДж/кг	i01	i02	i03	i03	i04	i05	i06	i07	ik	i06	i07
	3069	2950	2828	2828	2632	2578	2463	2415	2625	2463	2415
Давление в подогревателе, Мпа	P'1	P'2	P'3	Pд	P'4	P'5	P'6	P'7	-	Pc2	Pc1
	2.77	1.76	0.93	0.588	0.26	0.125	0.046	0.015	-	0.046	0.015
Энтальпия конденсата греющего пара, кДж/кг	i'н1	i'н2	i'н3	i'нд	i'н4	i'н5	i'н6	i'с1	-	i'нс2	i'нс1
	990.2	879.02	747.875	666.94	541.2	461.88	331.366	225.545	-	331.366	225.05
Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг	i'пв	i'2	i'3	i'нд	i'4	i'5	i'6	i'7	i'нк	i'с2	i'с1
	981.8	870.62	739.475	666.94	520.2	440.88	310.366	204.545	95.902	506.005	220.05
Энтальпия воды перед подогревателем, кДж/кг	i'2	i'3	i'3	i'4	iс4*	iс5*	iс6*	iс7*	-	i'с1	iс1
	870.62	739.475	739.475	532.8	454.299	336.411	221.07	196.655	-	220.05	293.3
Энтальпия дренажа пара, кДж/кг	i'01	i'02	i'03	-	i'04	i'05	i'06	i'07	-	i'нс2	i'нс1
	912.52	781.375	574.7	-	482.78	352.266	246.445	137.802	-	331.366	225.05
Использованный теплоперепад потока пара, кДж/кг	h1	h2	h3	h3	h4	h5	h6	h7	Hi	h6	h7
	321.2	417.7	532.506	532.506	738.7	860.665	875.7	880.7	885.667	875.7	880.7

Расчет сетевой подогревательной установки

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

(5.9)

где - повышение давления в питательном насосе, МПа; - КПД питательного насоса, принимается равным 0,79; Р_н - давление питательной воды после питательного насоса, МПа:

(5.10)

- средний удельный объем питательной воды, м³/кг, находится по таблицам

Воды и водяного пара по значению P_ср:

(5.11)

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД3:

(5.12)

2. Расход сетевой воды, кг/с:

(5.13)

где кДж/кг - повышение энтальпии сетевой воды в расчетном режиме; с_р - теплоемкость воды при постоянном давлении, принимается с_р=4.19 кДж/кг.

3. Энтальпия сетевой воды на выходе из теплофикационной установки турбины (на выходе из СП2), кДж/кг:

(5.14)

где - энтальпия сетевой воды на входе в теплофикационную установку (на входе в СП1).

4. Расход пара на сетевой подогреватель нижней ступени (СП1), кг/с:

(5.15)

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

(5.16)

6. Тепловая нагрузка сетевых подогревателей, кДж/с:

(5.17)

32013.208 кДж/с (5.18)

7. Выбор сетевых подогревателей:

(5.19)

(5.20)

где - тепловая нагрузка, соответственно, СП1 и СП2, кДж/с; К - коэффициент теплопередачи К=3.6-4.2; - средняя разность температур между теплоносителями в подогревателе.



Таблица 5.2 - Основные параметры выбранных кожухотрубчатых теплообменников.

Назначение теплофикационного подогревателя	Диаметр кожуха, Dв, мм	Давление, py, МПа	Размеры труб, мм	Количество ходов по трубам	Площадь поверхности теплообмена, м2, при длине труб, мм	Площадь проходного сечения одного хода по трубам, м2*102
СП1	1000	1,6	20х2	1	790 м2 при длине труб 9000 мм	39,0
СП2	1200	1,6	25х2	4	202 м2 при длине труб 3000 мм	5,1

Определение предварительного расхода пара на турбину

8. Коэффициент недоиспользования мощности промышленного отбора:

(5.21)

9. Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных отборов:

(5.22)

(5.23)

10. Расход пара на турбину D_т, кг/с:

(5.24)



Расчет сепараторов непрерывной продувки

11. Производительность парогенератора, кг/с:

(5.25)

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

12. Расход пара на собственные нужды котельного отделения, кг/с:

(5.26)

13. Расход питательной воды, кг/с:

(5.27)

13. Расчет продувочной воды, кг/с:

(5.28)

14. Выпар из 1 ступени сепаратора, кг/с:

(5.29)

где i_пр, кДж/кг - энтальпия воды в барабане парогенератора при давлении в барабане P₆=P_пг; i_сеп1, кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из I ступени сепаратора, определяется из таблиц свойств воды и водяного пара по Р_д; r_сеп1, кДж/кг - удельная теплота парообразования при давлении Р_д.

16. Количество продувочной воды, сливаемой из 1 ступени сепаратора, кг/с:

(5.30)

17. Выпар из 2 ступени сепаратора, кг/с:

(5.31)

Где , кДж/кг - энтальпия продувочной воды, сливаемой из 2 ступени сепаратора, определяется из таблиц свойств воды и водяного пара по Р₆; r_сеп2, кДж/кг - удельная теплота парообразования при давлении Р₆.

18. Количество воды, сливаемой в техническую канализацию, кг/с:

(5.32)

19. Расход химически очищенной воды, подаваемой в конденсатор, кг/с:

(5.33)

где G_ут - внутрестанционные потери конденсата:

(5.34)

20. Энтальпия химически очищенной воды после охладителя непрерывной продувки:

(5.35)

Расчет регенеративной схемы

21. Расход пара на ПВД1, кг/с:

(5.36)

22. Расход пара на ПВД2, кг/с:

(5.37)

23. Расход пара на ПВД3, кг/с:

(5.38)

24. Материальный баланс деаэратора:

(5.39)

где - расход конденсата через ПНД4, кг/с; - расход пара на деаэратор, кг/с.

25. Тепловой баланс деаэратора:

(5.40)

Из решения системы уравнений (5.39) и (5.40) находим .

26. Расход пара на ПНД4, кг/с (принимаем ):

(5.41)

27. Расход пара на ПНД5, кг/с (принимаем ):

(5.42)

Расход конденсата через ПНД5, кг/с:

(5.43)

28. Проверка принятого значения , кДж/кг:

(5.44)

29. Оценка расхода пара в конденсатор (материальный баланс конденсатора), кг/с:

(5.45)

30. Количество конденсата, проходящего через ПНД7, кг/с:

(5.46)

31. Расход пара на ПНД7, кг/с (задаемся ):

(5.47)

32. Расход пара на ПНД6, кг/с (задаемся ):

где - энтальпия сухого пара в сепараторе 2 ступени, определяется из таблиц свойств воды и водяного пара по давлению Р₆.

33. Решая систему уравнений из пунктов (5.44), (5.45), (5.46), (5.47) находим

.

34. Уточнение ранее принятого значения , кДж/кг:

(5.48)

35. Уточнение ранее принятого значения , кДж/кг:

(5.49)

36. Уточнение ранее принятого значения , кДж/кг:

(5.50)

37. Проверка баланса пара в турбине:

(5.51)

38. Проверка материального баланса деаэратора:

(5.52)

39. Внутренняя мощность турбины, МВт:

(5.53)

40. Электрическая мощность турбины, МВт:

(5.54)

Небаланс мощности:

41. Уточнение расхода пара на турбину, кг/с:

(5.55)

42. Уточненный расход пара на турбину, кг/с:

(5.56)

42. Уточнение значения коэффициента регенерации:

5.4 Описание принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Тепловая схема ТЭЦ зависит от типа выбранной турбины (тип ПТ) и теплофикационного оборудования.

Современные турбины имеют несколько нерегулируемых и регулируемых отборов пара. Нерегулируемые отборы пара давлением от 0,06 до 3,8 МПа используются для регенеративного подогрева питательной воды (РППВ). Регулируемые отборы пара бывают промышленными и теплофикационными. Регулируемые промышленные отборы турбин с давлением пара от 0,5 до 2,1 МПа 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 давлением до 0,2 МПа обеспечивает подогрев сетевой воды в сетевом подогревателе первой ступени (СП1), верхний теплофикационный отбор пара давлением до 0,3 МПа обеспечивает дальнейший подогрев сетевой воды в сетевом подогревателе второй ступени (СП2). 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 размешают 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.



Список литературы

1. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: справочник: в 4 т. / под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. - Москва: Энергоатомиздат, 1991. - Т. 4.

2. Промышленные тепловые электростанции / под ред. Е.Я. Соколова. - Москва: Энергия, 1979.

3. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети / Е.Я. Соколов. - Москва: Энергоиздат, 1982.

4. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача / В.В. Нащокин. - Москва: Высш. шк., 1980.

5. Баженов М.И. Составление и расчет принципиальной тепловой схемы паротурбинной электростанции / М.И. Баженов, А.С. Богородский. - Москва: МЭИ, 1984.

6. Гольстрем В.А. Энергетический справочник инженера / В.А. Гольстрем, Ю.Л. Кузнецов. - Киев: Техника, 1983.

1. Размещено на Allbest.ru

...