Разработка тепловой схемы промышленно-отопительной теплоэлектроцентрали

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

• 1. ВЫБОР СОСТАВА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПРОМЫШЛЕННО- ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ
• 1.1 Задание на выполнение курсового проекта
• 1.2 Уточнение исходных данных для проектирования
• 1.3 Выбор состава основного турбинногои котельного оборудования
• 1.4 Проверка удовлетворения состава основногоэнергетического оборудования требованиям ПТЭ
• 1.5 Выбор и разработка внешних узлов тепловой схемы ТЭЦ
• 1.5.1 Расширители непрерывной продувкиэнергетических котлов (РНП)
• 1.5.2 Подогреватель сырой воды I ступени (ПСВ-I)
• 1.5.3 Подогреватель сырой воды II ступени
• 1.5.4 Подогреватель химобессоленной воды (ПХОВ)
• 1.5.5 Вакуумный деаэратор добавочной воды (ДВ)
• 1.5.6 Вакуумный деаэратор подпитки теплосети (ДП)
• 1.6 Определение расхода пара из промышленныхотборов турбин для обеспечения нагрузокпромышленных потребителей и собственных нужд ТЭЦ
• 1.7 Уточнение исходных данных для расчета тепловой схемы турбины Т-100-130
• 1.7.1 Построение процесса расширения пара в турбине Т-100 в i-s-диаграмме для номинального режима
• 1.7.2 Определение давления пара в верхнем и нижнемтеплофикационных отборах турбины Т-100-130в максимально-зимнем режиме
• 1.7.3 Построение процесса расширения в турбине Т-100-130для расчетного максимально-зимнего режима
• 1.8 Расчет системы регенерации турбины Т-100-130 на расчетном максимально-зимнем режиме работы ТЭЦ
• 1.8.1 Анализ и расчет тепловой схемы по заданнойэлектрической мощности турбоагрегата Т-100-130
• 2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТУРБОУСТАНОВОК ПРИ МАКСИМАЛЬНО-ЗИМНЕМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ ТЭЦ
• 2.1 Энергетические показатели турбоустановок ТЭЦ при работе турбин Т-100-130 с конденсационным пропуском пара

1. ВЫБОР СОСТАВА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ И РАСЧЕТА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПРОЕКТИРУЕМОЙ ПРОМЫШЛЕННО- ОТОПИТЕЛЬНОЙ ТЭЦ

1.1 Задание на выполнение курсового проекта

Место расположения ТЭЦ - город Павлодар.

1. Станция имеет связь с энергосистемой.

2. Техническое водоснабжение - прямоточное.

3. Присоединенные расчетные тепловые нагрузки ТЭЦ:

на отопление - ;

на вентиляцию - ;

на горячее водоснабжение - .

4. Температурный график теплосети / = 150/70.

5. Теплофикационная система закрытого типа.

6.Доля возврата конденсата пара производственных потребителей = 0,6.

7. Температура обратного конденсата t_ок = 95°С.

2.2 Уточнение исходных данных для проектирования

Суммарная расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ

, (1)

(419,6 Гкал/ч)

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ распределяется на основные и пиковые источники тепла. Подогрев сетевой воды производится, как правило, ступенчато. Все современные теплофикационные турбоагрегаты мощностью выше 60 МВт имеют два теплофикационных отбора и встроенный пучок конденсатора. В сетевой подогревательной установке ТЭЦ с современными теплофикационными турбинами подогрев сетевой воды может осуществляться по одно-, двух- и трехступенчатой схемам. При одноступенчатой схеме сетевая вода подогревается паром отбора в нижних сетевых подогревателей теплофикационных турбин. При двухступенчатой схеме - последовательно в нижнем и верхнем сетевых подогревателях, питаемых паром, соответственно, из нижних и верхних теплофикационных отборов. В случае применения трехступенчатой схемы нагрев сетевой воды осуществляют последовательно во встроенных пучках конденсаторов, в нижних и верхних сетевых подогревателях.

За счет пара теплофикационных отборов сетевая вода может быть нагрета до температуры порядка 110 - 120С. В качестве пикового источника тепла на ТЭЦ, как правило, используются пиковые водогрейные котлы. Основная тепловая нагрузка, покрываемая паром из отборов турбин, составляет (5070%) суммарной теплофикационной нагрузки ТЭЦ при расчетной температуре наружного воздуха. Соответственно, часовой коэффициент теплофикации для различных ТЭЦ находится в пределах =0,50,7.

Технико-экономические расчеты показывают, что более высокие значения принимаются для ТЭЦ с теплофикационными турбинами электрической мощностью от 100 до 250 МВт.

Нагрузка пиковых водогрейных котлов составляет от 50 до 30% расчетной теплофикационной нагрузки ТЭЦ.

В исходных данных к проектам обычно не задаётся величина часового коэффициента теплофикации . Для выбора состава основного оборудования ТЭЦ ее нужно принять, ориентируясь на заданные значения расчетной промышленной и теплофикационной нагрузки станции.

В рассматриваемом примере в исходных данных предусматривается проектирование промышленно-отпительной, а не отопительной ТЭЦ, поэтому в дальнейших расчетах принята величина =0,55.

Найдем расчетную тепловую нагрузку сетевых подогревателей теплофикационных турбин:

(2)

МВт (198,6Гкал/ч);

и пиковых водогрейных котлов:

(3)

МВт (115,9 Гкал/ч).

Определим расчетный расход пара из теплофикационных отборов всех турбин ТЭЦ на сетевые подогреватели, предварительно оценив величину разности энтальпий отборного пара и конденсата =2165 кДж/кг:

( 4)

кг/с (383,65т/ч).

Найдем величину расхода пара из регулируемых промышленных и теплофикационных отборов турбин для удовлетворения внешних технологических и теплофикационных нагрузок потребителей:

(5)

кг/с.

Ориентировочно оценим требуемую паропроизводительность энергетических котлоагрегатов ТЭЦ.

Предусматриваем оценку паропроизводительности котлоагрегатов ТЭЦ пропорционально величине суммарного расхода пара из регулируемых отборов турбин для обеспечения внешних технологических и теплофикационных нагрузок . Этот метод значительно проще.

Величина коэффициента пропорциональности может быть оценена в зависимости от типа ТЭЦ (промышленно-отопительная или отопительная ТЭЦ, закрытая или открытая система теплоснабжения) и потребных расходов пара на собственные нужды ТЭЦ из регулируемых отборов турбин.

Коэффициент пропорциональности учитывает расход пара в нерегулируемые регенеративные отборы турбин и вентиляционные пропуски пара в конденсаторы.

Учитывая, что проектируемая ТЭЦ имеет большую нагрузку промышленных отборов (= 900 т/час) и достаточно низкий коэффициент возврата обратного конденсата пара теплофикационных отборов (=0,6), она будет иметь значительный расход отборного пара на собственные нужды - для подогрева сырой воды перед ХВО, подогрева и деаэрации подпиточной химочищенной и химобессоленной воды, используемой для восполнения потерь в пароводяном тракте, на отопление помещений ТЭЦ, на подогрев мазута, подогрев холодного воздуха перед котлами в калориферах и на другие собственные нужды.

Тогда, приняв величину =1,55, предварительно определим требуемое значение расхода пара энергетических котлоагрегатов ТЭЦ:

(6)

кг/с (1990,78т/ч).

1.3 Выбор состава основного турбинного и котельного оборудования

Выбор числа и типа паровых турбин на ТЭЦ производится с учетом покрытия ими расчетных паровых нагрузок из промышленных и теплофикационных регулируемых отборов. При этом также необходим учет расходов пара на собственные нужды станции из промышленного и теплофикационного отборов. Величины этих расходов пара зависят также от вида сжигаемого топлива и от ряда других факторов.

Из промышленных отборов турбин пар поступает к потребителю с расходом и на собственные нужды ТЭЦ с расходом :

=+. (7)

Для теплофикационных турбин с двумя регулируемыми отборами пара существует запрет заводов-изготовителей на использование пара теплофикационных отборов турбин для собственных нужд ТЭЦ. Дополнительная теплофикационная нагрузка собственных нужд - отопление зданий ТЭЦ, подогрев греющей воды для вакуумных деаэраторов подпитки теплосети - обеспечивается за счет того, что часть прямой сетевой воды после сетевых подогревателей теплофикационных турбин направляется в соответствующие теплообменники на ТЭЦ.

Предварительно оценим величину доли дополнительной нагрузки сетевых подогревателей для обеспечения указанных собственных нужд ТЭЦ от их расчетной теплофикационной нагрузки :

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Размещено на http://www.allbest.ru/

Тогда действительная тепловая нагрузка сетевых подогревателей

МВт (187.77 Гкал/ч)

и требуемый расход пара из теплофикационных отборов турбин

кг/с.

Соответственно этому фактическая теплофикационная нагрузка ТЭЦ составит

=424.2МВт (338.6 Гкал/ч).

Большое значение при выборе типов турбин, устанавливаемых на ТЭЦ, имеет характер графика технологической тепловой нагрузки. При равномерном графике годовых технологических тепловых нагрузок целесообразно принимать к установке противодавленческие турбины. Они наиболее просты, дешевы и, при условии полной загрузки, экономичнее других типов турбин. В случае переменного характера графика годовых технологических нагрузок целесообразнее устанавливать на проектируемой ТЭЦ турбины типа ПТ с регулируемыми промышленными и теплофикационными отборами. При проектировании промышленных и промышленно-отопительных ТЭЦ следует также учитывать постепенность роста тепловых нагрузок по годам. Поэтому в качестве первых агрегатов на этих ТЭЦ обычно вначале устанавливают турбины ПТ, а в дальнейшем - турбины Т и, при необходимости, противодавленческие турбины типа Р.

При выборе вариантов основного оборудования следует ориентироваться на технические характеристики современных теплофикационных турбин, приведенные в Приложении.

В соответствии с заданием на курсовое проектирование произведем выбор одного из возможных вариантов состава основного оборудования ТЭЦ и проверку его соответствия нормам технологического проектирования ТЭС. Более подробно выбор оборудования ТЭЦ рассмотрен в .

Учитывая значительную тепловую мощность проектируемой ТЭЦ по технологическому пару, в первом варианте выбора основного оборудования будем ориентироваться на установку турбин ПТ-100/165-130/13.

Учитывая эти обстоятельства, предварительно примем, с последующим уточнением, что общая величина дополнительного расхода пара из промышленных отборов турбин, потребляемая собственными нуждами станции, составит 21% от его расхода промышленным потребителям:

= 0,21=0,21x250 = 52,5 кг/с.

Суммарная величина промышленных отборов всех турбин ТЭЦ в этом случае будет равна

= 250 + 52,5 = 302,5 кг/с.

Определим суммарный расход пара на две турбины Т-100 при их работе в номинальном режиме:

= = 3x127,8=383.4 кг/с (920,16 т/ч).

Определим требуемую паропроизводительность энергетических котлов ТЭЦ при работе турбоагрегатов в номинальном режиме, с запасом в 3%:

1,03х383.4=395кг/с (947,76 т/ч).

Выбираем к установке на ТЭЦ котельные агрегаты типа Е-420-140-НГМ номинальной паропроизводительностью по 420 т/ч (116,66 кг/с).

Число этих котлов должно быть не менее n_к = 947,76/420 = 2,25.

Таким образом, требуется установить на ТЭЦ три энергетических паровых котлов Е-420-140-НГМ. Максимальный расход пара от котлов ТЭЦ составит:

= = 3420 =1260 т/ч.

Итак, состав первого варианта основного оборудования устанавливаемого на проектируемой ТЭЦ определился: 2Т-100/120-130, 3Е-420-140НГМ,Аналогично изложенному выше производят выбор состава основного оборудования ТЭЦ и для других, альтернативных вариантов.

1.4 Проверка удовлетворения состава основного энергетического оборудования требованиям ПТЭ

Далее необходимо проверить, выполняются ли для каждого из вариантов состава основного оборудования требования норм технологического проектирования по условиям обеспечения надежности теплоснабжения потребителей от проектируемой ТЭЦ.

Нормы технологического проектирования ТЭСтребуют, чтобы при выходе из строя одного энергетического котла оставшиеся, включая пиковые, обеспечили максимально длительный отпуск пара на производство и средний за наиболее холодный месяц отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. При этом допускается снижение электрической нагрузки ТЭЦ на величину самого крупного турбоагрегата.

Проверка соответствия выбранного варианта состава основного оборудования требованиям норм технологического проектирования ТЭС производится в следующем порядке.

Вначале проверяется возможность покрытия ТЭЦ тепловых нагрузок при аварийной остановке одного энергетического котлоагрегата.

В этом случае суммарная паропроизводительность двух работающих котлов будет равна

=116,66•2=233,32кг/с (839,95 т/ч).

Проверим, будет ли достаточна теплофикационная мощность оборудования ТЭЦ для покрытия средней теплофикационной нагрузки самого холодного месяца, которая определяется по формуле

,

где t_в=18С - температура внутри зданий; - средняя за наиболее холодный месяц температура наружного воздуха; _, - соответственно, расчетная температура наружного воздуха для отопления и вентиляции.

Для района Омск= -19,2С, = -37С, = -23С:

= = 527 МВт (266,14 Гкал/ч).

С учетом собственных теплофикационных нужд станции фактическая величина средней за наиболее холодный месяц теплофикационной нагрузки ТЭЦ:

= 527 + 4.2 = 531.2 МВт (269,5 Гкал/ч).

Поскольку два пиковых котла КВГМ-100 в номинальном режиме имеют суммарную тепловую мощность 200 Гкал/ч, то теплофикационная нагрузка каждой из турбин ПТ-135 в рассматриваемом случае должна быть не менее, чем

= = 81.6 Гкал/ч (110 МВт).

При том условии, что расход пара на турбину Р-100 равен 127,8 кг/с (460,08т/ч), расход пара на голову каждой из турбин Т-100

=52.76 кг/с (243,77 т/ч).

Таким образом, при выходе из строя одного энергетического котла станция обеспечивает неизменную величину отпуска пара промышленному потребителю и покрытие средней теплофикационной нагрузки самого холодного месяца при некотором снижении электрической мощности ТЭЦ, что допустимо для станции, работающей в энергосистеме.

Далее переходят к проверке выполнимости требований норм технологического проектирования при условии выхода из строя одного пикового водогрейного котла.

Фактическая тепловая нагрузка сетевых подогревателей турбин ТЭЦ

МВт (187.76 Гкал/ч).

Условие проверки:

;

где =100 Гкал/ч -теплопроизводительность пикового котла.

269.5 187.77+(2-1)100;

269.5287.77 Гкал/ч.

Условие выполняется, поэтому вариант выбора оборудования, в состав которого входят две турбины Т-100, два пиковых котла КВГМ-100, три энергетических котлов Е-420-140 НГМ, является технически приемлемым.

1.5 Выбор и разработка внешних узлов тепловой схемы ТЭЦ

Перед тем как приступить к расчету тепловой схемы, необходимо определить характеристики ее внешних узлов. К ним относятся: теплофикационная система станции, схема непрерывной продувки энергетических котлов, схема подогрева сырой воды перед химводоочисткой, система подготовки, деаэрации и подогрева обессоленной добавочной воды, система умягчения и деаэрации подпиточной воды теплосети. При закрытой схеме теплосети для горячего водоснабжения потребителей используется водопроводная вода, предварительно подогретая в поверхностных подогревателях горячего водоснабжения местных тепловых пунктов за счет частичного охлаждения обратной сетевой воды теплосети. Поэтому расход прямой сетевой воды в прямой линии теплосети для закрытой теплофикационной системы определяется только с учетом расчетных тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию потребителей.

=1869 кг/с (2362 т/ч),

где =150С, =70С - температура прямой и обратной воды теплосети при расчетной температуре наружного воздуха.

Потери с продувочной водой и потери пара и конденсата от внутренних утечек в тепловой схеме ТЭЦ можно определить по паропроизводительности котлов. При восполнении потерь продувочной воды котлов химически обессоленной водой величина непрерывной продувки, в соответствии с ПТЭ, должна быть в пределах (0,30,5%) от паропроизводительности. Приняв , определим расход продувочной воды котлов:

=0,00415395=1,63 кг/с(3,933т/ч).

1.5.1 Расширители непрерывной продувки
энергетических котлов (РНП)

Для упрощения анализа считаем, что на ТЭЦ имеется один РНП, в который входит продувочная вода от всех работающих котлов.

Материальный и тепловой балансы расширителей непрерывной продувки (рис.2.2):

= + ;

· =·i_рнп + ·_рнп.

При давлении в барабанах котлов =15МПа энтальпия насыщения котловой воды равняется =1612 кДж/кг.

При давлении в РНП = 0,6 МПа насыщенный пар, образовавшийся из перегретой котловой воды, будет иметь энтальпию = 2756 кДж/кг, а неиспарившаяся в расширителе вода имеет энтальпию насыщения =670кДж/кг.

кг/с.

Расход неиспарившейся воды из РНП, направляемой через ПСВ-I на подпитку теплосети:

= - = 1,6 - 0,73=0,8кг/с (2,15т/ч).

Потери пара и конденсата от утечек из пароводяного тракта не должны превышать 1,2% от паропроизводительности котлов для отопительных и 1,6% для промышленно-отопительных ТЭЦ. Приняв долю утечек , определим необходимый расход добавочной химобессоленной воды на ТЭЦ для компенсации утечек:

0,014395 = 5.53кг/с.

Так как вторичный пар из РНП в количестве = 1,219 кг/с полезно используется в деаэраторах высокого давления (ДВД), то величина внутренних потерь пара и конденсата основного пароводяного тракта ТЭЦ:

= 0,59 + 3,68 = 4,27 кг/с.

Расход добавочной химобессоленной воды для восполнения внешних потерь (невозврата конденсата пара промышленных отборов с производства):

кг/с.

Суммарный расход добавочной воды химобессоленной воды на ТЭЦ, требуемый для компенсации внутренних и внешних потерь пара и конденсата:

=100 + 6.4 =106.4кг/с.

При доле возврата конденсата с производства _в = 0,6 с температурой расход обратного конденсата составит

кг/с.

Приняв, что потери сетевой воды в теплосети составляют 2% от расхода сетевой воды, а неиспарившаяся в РНП продувочная вода используется для подпитки теплосети, определим величину расхода умягченной химочищенной воды (ХОВ), идущей на подпитку теплосети:

=0,02- = 0,021869 - 0,8 = 36.58 кг/с (76,27 т/ч).

Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку ТЭЦ, с учетом того, что около 25-30% этой воды используется для обеспечения собственных нужд (принят расход сырой воды на собственные нужды ХВО 25%):

= 1,25(+) = 1,25(36.58 + 106.4) = 178.7 кг/с .

В соответствии с уточненной расчетной тепловой схемой, при закрытой теплофикационной системе сырая вода нагревается в подогревателях сырой воды первой и второй ступеней (ПСВ- и ПСВ-) и поступает на химводоочистку.

1.5.2 Подогреватель сырой воды i ступени (ПСВ-I)

Греющим агентом в ПСВ-I служит неиспарившаяся вода из РНП в количестве = 0,59 кг/с с энтальпией = 670 кДж/кг.

Считаем, что температура исходной сырой воды, поступающей на ТЭЦ в зимний период, равна =5С, минимальный температурный напор в ПСВ-I примем равным = 15С.

ПСВ-I является водо-водяным теплообменником противоточного типа. При том, что расход греющего агента - неиспарившейся продувочной воды РНП - значительно меньше расхода нагреваемой сырой воды, в ПСВ-I минимальный температурный напор будет на холодном конце теплообменника. Тогда температура продувочной воды на выходе из ПСВ-I будет равна

= 5 + 15 = 20С .

Ее энтальпия составит кДж/кг.

Из уравнения теплового баланса подогревателя можно определить энтальпию сырой воды на выходе из ПСВ-I:

= 23.51кДж/кг,

где = 20,95 кДж/кг - энтальпия сырой воды.

1.5.3 Подогреватель сырой воды ii ступени

После ПСВ-I сырая вода дополнительно подогревается до температуры =30С в ПСВ-II паром из противодавления турбины Т-100. Энтальпия сырой воды за ПСВ-II =125,6 кДж/кг.

Тепловая нагрузка ПСВ-II определится из теплового баланса:

= ;

= 178.7 (125,6 -23,96) = 17499,7 кДж/с.

Определим величину расхода греющего пара , считая, что температура насыщения С:

кг/с.

1.5.4 Подогреватель химобессоленной воды (ПХОВ)

В ПХОВ производится подогрев добавочной химобессоленной воды, прошедшей обессоливающую установку (ОУ) перед ее подачей в вакуумный деаэратор добавочной воды. Греющим агентом в ПХОВ служит обратный конденсат пара, поступающий с производства:

= 0,6.250 = 150 кг/с.

Из уравнения теплового баланса определим температуру обратного конденсата на выходе из ПХОВ.

В этом противоточном водо-водяном подогревателе расход греющего агента (обратного конденсата) больше расхода нагреваемой среды - добавочной химобессоленной воды =104,27кг/с, следовательно, минимальный температурный напор находится на горячей стороне теплообменника. Приняв его величину =15С, определим температуру и энтальпию добавочной воды на выходе ПХОВ:

= - = 95 - 15 = 80С,

= 335 кДж/кг.

Энтальпия обратного конденсата на выходе из ПХОВ определится из уравнения теплового баланса:

=- = 398 - = 246,4кДж/кг.

Температура обратного конденсата на выходе из ПХОВ
= 57,4С.

1.5.5 Вакуумный деаэратор добавочной воды (ДВ)

В вакуумном деаэраторе добавочной воды производится удаление агрессивных газов из добавочной обессоленной воды. Ее расход в деаэратор =104,27 кг/с. Расход греющей воды - обратного конденсата =150кг/с. Из уравнения теплового баланса определим температуру насыщения и давление в вакуумном деаэраторе добавочной воды:

= 66,7С.

Этой температуре насыщения соответствуют давление 0,0274МПа и энтальпия =280,5кДж/кг. Так как тепла, подводимого в ДВ с обратным конденсатом, достаточно для вакуумной деаэрации добавочной воды, дополнительной подачи греющего пара в вакуумный деаэратор не требуется.

1.5.6 Вакуумный деаэратор подпитки теплосети (ДП)

В вакуумном деаэраторе подпитки теплосети производится деаэрация подпиточной воды, предварительно прошедшей умягчение в ХВО. В качестве греющего агента в ДП используется сетевая вода после верхних сетевых подогревателей (ВСП) теплофикационных турбин . На расчетном режиме при температурном графике теплосети 150/70 и =0,55 температура сетевой воды за ВСП

= 70 + (150-70)0,55 = 114С,

а ее энтальпия кДж/кг.

Температура насыщения в вакуумном деаэраторе обычно находится на уровне 45-50С. Примем = 50С; ей соответствует давление 0,01233МПа и энтальпия кипящей воды =209,26кДж/кг.

Греющим агентом для вакуумных деаэраторов подпитки теплосети (ДП) является часть сетевой воды, отводимой после ВСП. Из уравнения теплового баланса определим требуемую величину расхода греющей сетевой воды в деаэратор подпитки:

Определим температуру обратной сетевой воды перед нижним сетевым подогревателем. При закрытой системе горячего водоснабжения происходит понижение температуры обратной сетевой воды , возвращаемой на ТЭЦ при ее использовании для подогрева водопроводной воды в системах горячего водоснабжения тепловых потребителей.

В расчетном режиме расход тепла на ГВС ТЭЦ равен = 108МВт, расход сетевой воды кг/с, тогда снижение температуры обратной сетевой воды в системе ГВС

С

Температура обратной сетевой воды перед НСП турбин ТЭЦ

= = 108- 32,45 = 75,5С

Вследствие того, что часть сетевой воды после ВСП турбин Т-100 используется в качестве греющей воды в вакуумном деаэраторе подпитки теплосети, тепловая нагрузка верхних и нижних сетевых подогревателей турбин увеличится на

= ( - _ос) = 4,25(478,34-190 ) = 1125,445 кДж/с,

где = 190 кДж/кг при =75,5С.

Фактический расход пара из теплофикационных отборов турбин Т-100/120-130 составит кг/с, при этом на подогрев греющей воды ДП в сетевых подогревателях турбин будет израсходовано пара

= 0,59 кг/с.

1.6 Определение расхода пара из промышленных
отборов турбин для обеспечения нагрузок
промышленных потребителей и собственных нужд ТЭЦ

Полный расход обессоленной воды в тепловой схеме ТЭЦ (обратный конденсат и добавочная вода) будет равен

=150 + 104,27= 254,27 кг/с.

Перед тем как приступить к расчету тепловых схем турбин ПТ-135 и Р-100, необходимо решить вопрос о подогреве такого большого потока обессоленной воды. Исходим из того, что большая часть этой воды будет подогреваться в ПДХОВ; остальной поток обессоленной воды целесообразно направить в точки смешения систем регенерации турбин ПТ-135 для ее подогрева в ПНД этих турбин.

Прежде всего, определим, какую величину расхода обессоленной воды можно подвести в деаэратор высокого давления турбины Т-100.

Считаем, что турбина Т-100-130/15 будет работать в расчетном режиме с постоянной нагрузкой при номинальном расходе острого пара. Это обеспечит максимальный эффект от её применения.

Номинальный расход питательной воды через ПВД этой турбины, в соответствии с заводскими данными:

= + =127,8+3,83=131,63 кг/с (473,88 т/ч),

где =127,8кг/с (460,08т/ч) - номинальный расход пара на турбину;

- потери с утечками.

Суммарный расход конденсата греющего пара, сливаемого каскадно из ПВД в деаэратор турбины Т-100:

= 17,5+27,3+16,9 =61,7 кг/с.

В расчетном режиме турбина работает с противодавлением при расходе пара на голову, соответствующем номинальному режиму.

В табл. 2.2 приведены параметры пара, конденсата и питательной воды при работе турбины Т-100/120-130 на расчетном режиме. При построении таблицы принято, что потери давления в паропроводах отборов равны 8%, температурные напоры в ПВД 3С.



Рисунок 2.3 - Схема системы регенерации турбины Т-100-130

Таблица 2.1- Параметры пара в точках процесса расширения в проточной части турбины Т-100

Точка процесса	Обозначен. на ПТС	Пар в отборах	Количество отбираемого пара
		Р, МПа	t, С	i, кДж/кг	Di, кг/с
0		12,75	565	3510
0'		12,5	563	3510
1	П1	3,32	385	3200	17,5
2	П2	2,28	335	3100	27,3
3	П3	2,22	284	3010	16,9
	Д	0,6			6,6

Таблица 2.2 - Параметры пара, конденсата и питательной воды при работе турбины Т-100/120-130 на расчетном режиме

Точка процесса	Параметры пара в камере отбора	Параметры пара в регенеративных подогревателях
	, МПа	, С	, кДж/кг	, С	, кДж/кг	, МПа
0	12,75	565	3510
0'	12,5	563	3510
1	3,32	238,5	2800	230	990,2	3,05
2	2,28	218,37	2800,05	205	875	2,09
3	2,22	217,09	3010	202	860	2,04

Из уравнения материального баланса ДВД турбины Т-100:

расход химочищенной воды, поступающей из ПДХОВ в деаэратор

; (2.1)

расход греющего пара на ПДХОВ

. (2.2)

Недогрев воды в ПДХОВ до температуры насыщения в ДВД принят 10С. Тогда температура воды на выходе из ПДХОВ С, соответственно, энтальпия = 628,2 кДж/кг. Подогрев воды в ПДХОВ осуществляется паром третьего отбора турбины ПТ-135. Недогрев воды в ПДХОВ до температуры насыщения греющего пара принимаем 10С. Соответственно С, энтальпия кДж/кг.

Величину расхода пара на ПДХОВ можно определить, подставив (2.1) в (2.2):

При этом предварительно принято, что расход пара в деаэратор кг/с.

Из уравнения (2.1) расход химочищенной воды в деаэратор:

кг/с.

Уточненное значение расхода пара на ДВД:

Электрическая мощность турбины Т-100 при расчетном режиме:

=[17,5(3511-2636,3)+27,3(3510-2674,9)+(16,9+6,6+9,6+146)(3511-2725,5)]0,985=110459 кВт.

1.7 Уточнение исходных данных для расчета
тепловой схемы турбины Т-100-130

В курсовом проекте требуется выполнить расчет тепловой схемы для расчетного максимально-зимнего режима.

Возможны два варианта расчета тепловой схемы. В первом варианте задана электрическая мощность турбоагрегата. Предварительно оценивают расход пара на турбину, проводят расчет тепловой схемы и определяют расчетное значение электрической мощности. Если расхождение между рассчитанной и заданной мощностямибольше 1%, то выполняют повторный расчет тепловой схемы турбоагрегата при уточненном расходе пара на турбину. Поправка к расходу пара определяется по формуле:

= .

Во втором варианте задаются расходом пара на турбину, а ее электрическую мощность определяют после расчета тепловой схемы, определения расходов пара в отборы и через отсеки турбины.

1.7.1 Построение процесса расширения пара в турбине Т-100/120-130В i-s-диаграмме для номинального режима

При номинальном режиме работы, соответствующем температуре наружного воздуха -5С, расход пара на турбину Т-100/120-130 =127,8кг/с, отпуск тепла из двух теплофикационных отборов =195 МВт, электрическая мощность турбоагрегата МВт.

Параметры пара в характерных точках процесса расширения и в регенеративных подогревателях турбины при номинальном режиме приведены в табл.2.3.

Здесь: и - давление пара в проточной части турбины и регенеративных подогревателях;

, - температура и энтальпия пара в проточной части турбины;

, - минимальный температурный напор и энтальпия насыщения в подогревателях.

Расходы пара по отсекам турбины ПТ-135 в номинальном режиме (С) приведены в табл. 2.4. Расход пара на ДВД - 4,05 кг/с.

Таблица 2.3 - Параметры пара в характерных точках процесса расширения и в регенеративных подогревателях турбины

Точка процесса	Параметры пара в камере отбора	Параметры пара в регенеративных подогревателях
	, МПа	, С	, кДж/кг	, С	, кДж/кг	, МПа
0	12,75	565	3521
	12	562	3521
1	0,037	75,87	2636,3	2,0	66,81	0,034
2	0,098	100	2674,9	2,0	93,6	0,09
3	0,294	133,5	2725,5	2,0	126,4	0,23
4	0,57	159	2756,9	5,0	146	0,524
5	2,22	217,09	2800	5,0	202	2,04
6	2,28	218,37	2800,05	5,0	205	2,09
7	3,32	238,5	2802,3	5,0	205	3,05
К	0,0034	26,3	2486	-	26,3	-

Таблица 2.4 - Расходы пара по отсекам турбины Т-100

Отсек	Расход пара через отсек	Величина расхода через отсек, кг/с	Расходы пара в регенеративные отборы, кг/с
I		123,96
II		106,76	=17,2
III		79,46
IV		55,96
V		44,56
VI		22,36
VII		15,36
VIII		14,76

При номинальном режиме Т-100 расходы пара на НСП и ВСП равны:

кг/с; кг/с.

Характеристики турбоагрегатов Т-100/120-130 на расчетном максимально-зимнем режиме даны в табл. 2.5

Таблица 2.5 - Характеристики турбоагрегатов Т-100/120-130

Параметры	Тип турбины Т-100/120-130
Давление острого пара, МПа	12,75
Температура острого пара, С	565
Нагрузка отопительных отборов, МВт	195
Давление в конденсаторе, МПа	0,0034
Электрическая мощность турбоагрегата, МВт	105

1.7.2 Определение давления пара в верхнем и нижнем теплофикационных отборах турбины Т-100/120-130 в максимально-зимнем режиме

Проведем расчетный анализ тепловой нагрузки сетевых подогревателей турбины Т-100 при ее работе на расчетном режиме.

Ранее для расчетного максимально-зимнего режима работы ТЭЦ определены температура =114С и энтальпия кДж/кг сетевой воды за ВСП турбин ПТ-135.

Температура насыщения в ВСП при минимальном температурном напоре =5С, =114+5=119С, давление насыщения =0,19233Мпа. С учетом потери давления в паропроводе отбора (принята потеря давления 8%) давление пара в шестом теплофикационном отборе турбины =0,209 МПа.

Давление пара в нижнем теплофикационном отборе найдем графоаналитическим методом как точку пересечения двух кривых.

Для этого вначале зададимся рядом величин тепловой нагрузки НСП.

По уравнению Флюгеля найдем ряд значений при различных расходах пара через переключаемый отсек турбины (VII отсек):

,

где , - давление пара в верхнем и нижнем теплофикационных отборах при номинальном режиме работы турбины;

, - соответственно для рассчитываемого режима;

,- расходы пара через переключаемый отсек турбины при номинальном и расчетном режимах;

= + ;

- расход пара в конденсатор.

Для этого при нескольких значениях определяем расходы пара на нижний сетевой подогреватель:

,

где кДж/кг - количество тепла при конденсации 1кг пара.

Предварительно принимаем, что расход пара в конденсатор на расчетном режиме тот же, что и в номинальном режиме = 3,06 кг/с, расход пара на нижний ПНД турбины . Турбоагрегаты ПТ-135 имеют два теплофикационных отбора, поэтому прежде чем производить расчет их тепловой схемы, нужно определить распределение тепловой нагрузки между нижним и верхним сетевыми подогревателями этих турбин. Оно определяется с использованием графо-аналитического метода, позволяющего определить давление пара в седьмом отборе (на НСП) и соответствующей ему нагрузки НСП как точки пересечения двух кривых =. Для построения этих кривых задаются несколькими значениями тепловой нагрузки НСП . Первая кривая характеризует изменение давления в седьмом отборе турбины в зависимости от расхода пара через промежуточный (переключаемый) отсек турбины между шестым и седьмым отборами =. По формуле Флюгеля определяем для нескольких значений давления . По полученным точкам рисуем кривую - =.

Вторая кривая строится на основании расчета теплового баланса НСП при тех же, ранее принятых значениях.

Расход сетевой воды через НСП и ВСП турбины Т-100:

= 676,28кг/с.

Температура сетевой воды на выходе из НСП:

= +.

После этого определяются величины температуры насыщения в НСП и давления пара . По результатам расчетов строится вторая кривая =.

Точка пересечения кривых дает искомое давление в седьмом отборе и соответствующую ему тепловую нагрузку НСП:

Р₇ =0,095МПа, =195 МВт.

Таким образом, расход пара на НСП турбины Т-100 при расчетном режиме равняется

= = 90,9кг/с.

Расход пара из нижнего теплофикационного отбора

= + =91,5 кг/с,

Тепловая нагрузка верхнего сетевого подогревателя

=-=214,5-195=19,5МВт.

Расход пара из верхнего теплофикационного отбора на ВСП

= = 9,09 кг/с.

Полный расход пара из шестого отбора турбины

+=9,09+7 = 16,09кг/с.

Предварительно примем, что расход пара на ПНД-6 тот же, что и при номинальном режиме 16,09 кг/с.

1.7.3 Построение процесса расширения в турбине т-100/120-130для расчетного максимально-зимнего режима

Оценим величину расхода пара на турбину кг/с.Расход пара на регенеративные подогреватели определяем приближенно по формуле

= ,

где , - расход пара на турбину в расчетном и номинальном режимах;

- расход пара в -тый отбор при номинальном режиме.

Оценим величину расхода пара через передние концевые уплотнения ЦВД кг/с, расход пара на ДВД кг/с.

Результаты расчетов по определению расхода пара в отборы и через отсеки турбины в расчетном режиме приведены в табл.2.7.

Таблица 2.7 - Результаты расчетов по определению расхода пара

Отсек турбины	Расход пара через отсек	Величина расхода через отсек, кг/с	Расходы пара в отборы, кг/с
I		123,9
II		106,4	=17,5
III		79,1	=27,3
IV		55,6	=16,9
V		44,2	=11,4
VI		22	=22,2
VII		15	=7
VIII		14,4	=0,6

Уточним величины давления пара в регенеративных отборах ЦВД турбины ПТ-135.

Давления пара в отборах из ЦВД пропорциональны отношению расходов пара через отсеки на текущем и номинальном режиме работы турбины:

,

где , - давление в -том отборе на расчетном и номинальном режимах;

, - расход пара в -том отсеке турбины на расчетном и номинальном режимах.

2,7 МПа, 2,15МПа.

Давление в третьем отборе МПа, поддерживается на заданном уровне регулятором давления промышленного отбора.

Давление пара в пятом и четвертом отборах определяются по формуле Флюгеля. Давление пара в шестом отборе поддерживается на расчетном режиме на постоянном уровне регулятором давления верхнего теплофикационного отбора. Оно было определено ранее ( МПа). Исходя из этого, с помощью формулы Флюгеля можно найти давление пара в пятом, а затем и в четвертом отборах турбины:

==0,336 МПа;

==0,577 МПа.

При построении процесса расширения пара в турбине в i-s-диаграмме на расчетном режиме считаем, что внутренние относительные КПД части высокого и среднего давления турбины те же, что и при номинальном режиме. Исходя из этого, строим процесс расширения параллельно процессу для номинального режима в ЦВД и ЦСД. В точках пересечения процесса расширения с изобарами давлений в отборах определяем энтальпии пара в этих отборах. В ЦНД точку окончания процесса расширения i_к определяем исходя из величины относительного внутреннего КПД (рис.П6). Максимальный пропуск пара через ЦНД =330т/ч.

Параметры пара и конденсата, полученные при построении диаграммы, сведены в табл.2.8 . При её составлении принято, что потери давления в паропроводах отборов равны 8% от давления в отборе, температурные напоры в ПВД 2С, в ПНД 5С.

Таблица 2.8 - Параметры пара и конденсата

Точка процесса	Обозн. на ПТС	Пар в отборах	Конденсат в подогревателе	Вода за подогревателем
		, МПа	, С	, кДж/кг	, МПа	, С	, кДж/кг	, С	, кДж/кг
0		12,75	565	3511
0'		12,5	562	3511
1	П1	3,32	238,5	2802,3	3,05	230	990,2	232	1014
2	П2	2,28	218,37	2800,05	2,09	205	875	200,6	852
3	П3	2,22	217,09	2800	2,04	202	860	167,6	700
	Д	1,22	134,6	2783,4	0,0976	95,6	398,04	134,6	567,7
4	П4	0,57	159	2756,9	0,524	146	610,4	130,6	546,4
5	П5	0,294	133,5	2725,5	0,23	126,4	525	104,6	440,2
6	П6	0,098	100	2674,9	0,09	93,6	398,04	78,6	314
7	П7	0,037	75,37	2636,3	0,034	66,81	272,06	52,6	220
К	К	0,0034		2626

1.8 Расчет системы регенерации турбины ПТ-100-130/135на расчетном максимально-зимнем режиме работы ТЭЦ

1.8.1 Анализ и расчет тепловой схемы по заданной электрической мощности турбоагрегата ПТ-100-135/130

Тепловой схемой ТЭЦ (рис.2.4) предусмотрено, что из регулируемого промышленного отбора турбины ПТ-135 отбирается пар на нужды промышленных потребителей, на деаэратор высокого давления и на ПВД-3 этой турбины. В точку смешения I системы регенерации турбины ПТ-135 вводятся потоки конденсата от подогревателя деаэрированной химочищенной воды , подогревателя сырой воды , а в точку смешения II дополнительно вводится часть расхода добавочной химочищенной воды , поступающей из вакуумного деаэратора добавочной воды. Остальной поток добавочной воды направляется после ПДХОВ в ДВД турбины Р-100-130. Греющий пар на ПДХОВ, ПСВ-2 и второй деаэратор высокого давления отбирается из противодавления турбины Р-100.



Оценим величину расхода пара на турбину кг/с. На первом этапе расчета тепловой схемы определим величину расхода питательной воды, проходящей через ПВД турбины Т-100:

=+ + = 129,2 +1,8+0,72 = 131,72 кг/с (475т/ч),

где = 0,014D₀=0,014129,2=1,8 кг/с - величина потерь пара и конденсата с утечками;

= 0,004 D₀= 0,004129,2=0,51кг/с - расход продувочной воды котла.

Расход пара на ПВД-I определяется из уравнения теплового баланса этого подогревателя:

==11,8кг/с.

Расход пара на ПВД-2

кг/с.

Повышение энтальпии воды в питательном насосе

кДж/кг,

где - напор насоса, Па;

= 0,0011 м³/кг - удельный объем воды при =159С;

= 0,75 - КПД питательного насоса;

= 18,5·10⁶·0,0011·10^-3/0,75 = 27 кДж/кг.

Расход пара на ПВД-3

тепловой теплоэлектроцентраль турбоустановка зимний

1.8.1.1 Определение расхода пара на деаэратор высокого давления (ДВД)

Расход основного конденсата, поступающего из подогревателей низкого давления в деаэратор высокого давления

Расход греющего пара на деаэратор D_д турбины Т-100 определим, решив совместно уравнения материального и теплового баланса деаэратора:

;

.

Примем, что расход пара, подаваемого из ДВД на эжектор D_эж =0,6кг/с, на уплотнения турбины кг/с:

+ 17,5 + 27,3 + 16,9+0,46 +=131,72 + 0,6 + 0,3;

631,4+0,462756+(17,5+27,3+16,4)827+300,8=183,24670+0,9275,6.

Решая совместно два последних уравнения, определяем расход греющего пара на деаэратор и величину расхода основного конденсата:

=159,58-;= 0,77 кг/с;= 158,81 кг/с.

Если в результате расчетов уравнений материального и теплового балансов ДВД получится отрицательная величина расхода пара в деаэратор, то это значит, что греющие потоки вносят в деаэратор избыточное количество тепла, тогда конденсат ПВД следует направить в ПНД-4. Но для обеспечения нормальной деаэрации необходим некоторый расход пара в деаэратор.

1.8.1.2 Расчет системы регенерации низкого давления

Расчет системы регенерации низкого давления ведется методом последовательных приближений, так как многие величины расходов конденсата и пара заранее неизвестны.

Предварительно оценим энтальпию основного конденсата после точки смешения I. Учитывая, что в точку смешения вводятся большие внешние потоки конденсата греющего пара ПДХОВ с энтальпией кДж/кг и от ВСП с кДж/кг, оценим энтальпию основного конденсата после точки смешения кДж/кг. В этом случае после смешения всех потоков их дополнительного подогрева в ПНД-5 не требуется и расхода пара на него равен нулю =0.

Примечание. В том случае, если в точку смешения не вводятся дополнительные потоки конденсата и химочищенной воды, имеющие высокую энтальпию, ПНД-5 обеспечивает подогрев основного конденсата с отбором пара из пятого отбора турбины.

Тогда расход пара на ПНД-5 определяется по формуле

.

Расход пара на ПНД-4 определяем по формуле

Для нахождения расхода пара на ПНД-6 и ПНД-7 нужно знать величину расхода конденсата через ПНД-6 W_п6 и энтальпию потока в точке смешения II . Они еще не известны. Предварительно оценим расходы пара в ПНД-6 и ПНД-7 кг/с, кг/с.

В первом приближении можно определить величину расхода пара, поступающего в конденсатор, приняв расход острого пара через концевые уплотнения ЧВД турбины = 2,2 кг/с:

_;

129-(2,2+15,5+27+10,9+6,6+11,4+22,2+7+0,6+36+22,3)= 15 кг/с.

С учетом направляемых в конденсатор потоков конденсата пара от эжектора, сальникового подогревателя и от сальникового охладителя, общий поток конденсата, проходящий через ПНД-7, равен

= 15+0,6+0,3+1,1+0,6 =17,6 кг/с.

Параметры пара, конденсата и питательной воды в проточной части турбины Т-100 и в подогревателях системы регенерации в расчетном режиме приведены в табл.2.9.

Таблица 2.9 - Параметры пара, конденсата и питательной воды

Точка процесса	Обозн. на ПТС	Пар в отборах	Конденсат в подогревателе	Вода за подогревателем
		, МПа	,С	, кДж/кг	, МПа	, С	, кДж/кг	, С	, кДж/кг
0		13,0	565	3511
0'		12,75	562	3511
1	П1	2,97	363	3145	2,74	228,87	985	226,87	979,6
2	П2	1,88	311	3051	1,73	205,17	876	203,17	873,7
3	П3	1,5	287	3008	1,38	194,38	827	192,38	826,3
	Д	0,6				158,8	670
4	П4	0,577	195	2840	0,536	154,48	652	149,48	631,4
5						118,95
6	П6	0,209	121	2681	0,192		499	113,96	479,8
7	П7	0,147	112	2647	0,135	-	454	-	415
К	К	0,0034	26,2	2567

Расход пара на ПНД-7:

кг/с.

Учитывая подогрев конденсата в ЭЖ, СО и СП, считаем, что энтальпия конденсата после ПНД-7 равна кДж/кг.

Расход основного конденсата через ПНД-6:

= 17,6 + 36 + 6 +38,47 =126,074кг/с.

Предварительное значение энтальпии в точке смешения определится из уравнения ее теплового баланса:

;

Уточним расход пара на ПНД-6 и энтальпию основного конденсата после точки смешения I:

Уточняем энтальпию в точке смешения I:

Примечание: Если 0, то уточненные значения расхода пара на ПНД-6 и энтальпии в точке смешения I определяются по уравнениям:

В результате расчета тепловой схемы в расчетном максимально-зимнем режиме предварительно определены расходы пара в отборах и по отсекам турбины ПТ-135. Их величины приведены в табл.2.10.

Таблица 2.10 - Расходы пара в отборах и по отсекам турбины Т-100

Отсек турбины	Расход пара через отсек	Величина расхода через отсек, кг/с	Расходы пара в отборы, кг/с
I		177,8
II		168,73
III		165,15
IV		101,83
V		96,6
VI		96,6
VII		80,71
VIII		28,05

Так как разница между предварительно принятой 28,05 кг/с и уточненной величиной расхода пара в конденсатор 27,314 кг/с не превышает 3%, дальнейшего уточнения не требуется.

Примечание: Если уточненное значение расхода пара в конденсатор отличается от предварительно определенного более чем на 3%, необходимо проведение дополнительных уточняющих расчетов по системе регенерации низкого давления турбоустановки.

Для этого уточняем расход основного конденсата через ПНД-7:

= 28,05 + 0,6 + 0,3 + 1,1+4,373 = 34,42 кг/с

и расход пара на ПНД-7:

 кг/с.

Скорректированные величины расхода основного конденсата через ПНД-6:

= 34,42 + 48,29 + 6 +38,47 = 127,18кг/с

и энтальпии в точке смешения :

Уточненные значения расхода пара на ПНД-6 и энтальпии основного конденсата после точки смешения I:

Так как разница между предварительно принятой и уточненной величиной энтальпии в точке смешения I превышает 5%, требуется выполнить дополнительный уточняющий расчет системы регенерации низкого давления, приняв энтальпию в точке смешения I (те на выходе из ПНД-4) кДж/кг.

Вновь определяем расход пара и расход основного конденсата в деаэратор, решая совместно уравнения материального и теплового баланса деаэратора:

;

;

=159,58-; = 0,77 кг/с; = 158,81 кг/с.

Новое значение энтальпии в точке смешения I:

Получено достаточно хорошее совпадение с предыдущим расчетом .

Вновь уточним расходы пара в отборах и по отсекам турбины Т-100(табл.2.11).

Таблица 2.11 - Уточненный расход пара в отборах и по отсекам турбины ПТ-135

Отсек турбины	Расход пара через отсек	Величина расхода через отсек, кг/с	Расходы пара в отборы, кг/с
I		125,13
II		107,63
III		80,33

Страница:

•  1 
•  2 

дипломная работа "Разработка тепловой схемы промышленно-отопительной теплоэлектроцентрали" скачать

Подобные документы

• Автоматизированные теплофикационные системы управления турбины с отопительными отборами

  Оптимизация тепловой схемы промышленно-отопительной ТЭЦ при тепловых нагрузках. Регулирование отбора теплофикационных турбин турбоустановок, схема фильтрации скользящего среднего и экспоненциальный фильтр. Идентификация экспериментальных данных.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 15.11.2009
  

• Проектирование производственно-отопительной котельной

  Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для трех характерных режимов. Выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов. Определение часового и годового расхода топлива. Выбор тягодутьевых устройств. Охрана окружающей среды.
  
  дипломная работа [253,2 K], добавлен 16.11.2012
  

• Расчет теплоэнергетического оборудования котельных

  Определение тепловых нагрузок и расхода топлива производственно-отопительной котельной; расчет тепловой схемы. Правила подбора котлов, теплообменников, баков, трубопроводов, насосов и дымовых труб. Экономические показатели эффективности установки.
  
  курсовая работа [784,4 K], добавлен 30.01.2014
  

• Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения

  Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки. Расчет температур сетевой воды. Расчет расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной.
  
  дипломная работа [364,5 K], добавлен 03.10.2008
  

• Расчет расхода тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых, общественных зданий

  Расчет теплового пункта, выбор водоподогревателей горячего водоснабжения, расчет для данного населенного пункта источника теплоснабжения на базе котельной и выбор для нее соответствующего оборудования. Расчёт тепловой схемы для максимально-зимнего режима.
  
  курсовая работа [713,9 K], добавлен 26.12.2015
  

• Промышленная котельная с паровыми котлами

  Расчёт тепловой схемы котельной, выбор вспомогательного оборудования. Максимально-зимний режим работы. Выбор питательных, сетевых и подпиточных насосов. Диаметр основных трубопроводов. Тепловой расчет котла. Аэродинамический расчёт котельной установки.
  
  курсовая работа [1,7 M], добавлен 08.10.2012
  

• Аэродинамический расчет котельного агрегата

  Расчет тепловой схемы котельной закрытого типа с водогрейными котлами. Выбор основного и вспомогательного оборудования, определение исходных данных для аэродинамического расчета газового и воздушного трактов. Расчет технико-экономических показателей.
  
  курсовая работа [1002,2 K], добавлен 19.11.2013
  

• Расчетно-пояснительная записка теплового расчета парового котла типа БКЗ-320-140

  Топливный тракт котла, выбор схемы подготовки топлива к сжиганию. Расчет экономичности работы котла, расхода топлива, тепловой схемы. Описание компоновки и конструкции пароперегревателя котла. Компоновка и конструкция воздухоподогревателя и экономайзера.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 12.06.2013
  

• Разработка объемного гидропривода машины

  Разработка принципиальной гидравлической схемы. Тепловой расчет гидропривода. Расчет и выбор гидроцилиндра, гидронасоса, гидроаппаратов и гидролиний. Выбор рабочей жидкости. Расчет внешней характеристики гидропривода. Преимущества гидравлического привода.
  
  курсовая работа [88,8 K], добавлен 23.09.2010
  

• Расчет, конструирование и составление теплового баланса установок для тепловой обработки строительных материалов и изделий

  Состав бетонной смеси. Выбор и обоснование режима тепловой обработки. Определение требуемого количества тепловых агрегатов, их размеров и схемы. Составление и расчет уравнения теплового баланса установки. Составление схемы подачи теплоносителя по зонам.
  
  курсовая работа [852,2 K], добавлен 02.05.2016
  

• Реконструкция теплоснабжения ОАО "САРЭКС" с разработкой собственной котельной

  Краткая характеристика ОАО "САРЭКС". Реконструкция теплоснабжения. Определение тепловых нагрузок всех потребителей. Расчет схемы тепловой сети и тепловой схемы котельной. Выбор соответствующего оборудования. Окупаемость затрат на сооружение котельной.
  
  дипломная работа [1,7 M], добавлен 01.01.2009
  

• Проектирование котельной промышленного предприятия

  Описание котельной и ее тепловой схемы, расчет тепловых процессов и тепловой схемы котла. Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по газоходам, расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, потерь теплоты, КПД топки и расхода топлива.
  
  дипломная работа [562,6 K], добавлен 15.04.2010
  

• Схемы автоматизации

  Автоматизация процессов тепловой обработки. Схемы автоматизации трубчатых печей. Схема стабилизации технологических величин выпарной установки. Тепловой баланс процесса выпаривания. Автоматизация массообменных процессов. Управление процессом абсорбции.
  
  реферат [80,8 K], добавлен 26.01.2009
  

• Реконструкция противодавленческой турбины З-46(50)-90(130)/11 Ивановской ТЭЦ

  Характеристика Ивановской ТЭЦ-2: описание, функциональные особенности и технологический процесс в цехах. Тепловой расчет паровой турбины. Расчет параметров тепловой схемы турбины в теплофикационном режиме с отбором "П" и двухступенчатым отбором "Т".
  
  дипломная работа [438,8 K], добавлен 21.07.2014
  

• Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ

  Описание тепловой схемы промышленной электростанции. Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины. Составление тепловых балансов по ПВД и определение расхода пара из отборов турбины.
  
  курсовая работа [606,6 K], добавлен 07.08.2013
  

• Расчет отопительной котельной

  Техническая характеристика водогрейного котла. Расчет процессов горения топлива: определение объемов продуктов сгорания и минимального объема водяных паров. Тепловой баланс котельного агрегата. Конструкторский расчет и подбор водяного экономайзера.
  
  курсовая работа [154,6 K], добавлен 12.12.2013
  

• Тепловой и конструктивный расчёт секционного водо-водяного подогревателя теплосети

  Анализ возможных схем теплообменников, учёт их конструктивных особенностей. Конструкции трубчатых, пластинчатых и спиральных аппаратов поверхностного типа. Выбор конструктивной схемы прибора. Тепловой расчёт конструкция графитового теплообменника.
  
  курсовая работа [639,4 K], добавлен 11.08.2014
  

• Расчет гидравлического привода технологического оборудования

  Создание гидроприводов и систем гидроавтоматики из нормализованной аппаратуры, разработка принципиальной и схемы соединений привода. Основные параметры, выбор аппаратуры, электродвигателя и устройств гидропривода, тепловой и проверочный расчет.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 28.11.2009
  

• Проектирование туннельной камеры для тепловой обработки внутренних стеновых панелей

  Выбор режима тепловой обработки внутренних стеновых панелей из бетона. Конструктивные особенности, принципы организации теплоснабжения и технико-экономические показатели тепловой установки. Конструктивный и теплотехнический расчет туннельной камеры.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 14.05.2012
  

• Расчет теплообменника

  Технологическая схема теплообменной установки. Схема движения теплоносителей. Конструктивные характеристики теплообменника, его тепловой, гидравлический, механический расчет. Оценка тепловой изоляции. Расчет и выбор вспомогательного оборудования.
  
  курсовая работа [591,2 K], добавлен 10.04.2017
  

Другие документы, подобные "Разработка тепловой схемы промышленно-отопительной теплоэлектроцентрали"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам