Теплоснабжение жилого района

В итоговую таблицу 1.2 сводим результаты расчета тепловых нагрузок отопления жилых и общественных зданий, вентиляции общественных зданий, ГВС и суммарной, соответствующие трем среднесуточным температурам наружного воздуха: +8 ?С, и .

При этом для определения недостающих значений тепловых нагрузок отопления и вентиляции ( при +8 ?С и ; при +8 ?С) используем следующие формулы пересчета тепловых нагрузок:

, (1.10)

, (1.11)

где в качестве последовательно подставляем три указанные выше температуры наружного воздуха; принимается +18 ?С.

Тепловая нагрузка вентиляции при температурах окружающего воздуха ниже не может превышать своего максимального значения, рассчитанного в разделе 1.2, т. е. остается постоянной (). Нагрузка ГВС не зависит от температуры наружного воздуха и составляет величину при любой .

;

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

1.4 Определение годовых расходов тепла жилыми и общественными зданиями

Годовые расходы тепла на отопление и вентиляцию, МДж, определяем: средние за отопительный сезон расходов теплоты и продолжительности отопительного периода :

;

;

Годовой расход тепла на горячее водоснабжение, МДж:где - длительность работы ГВС в течение года, принимается [2, с. 359].

.

Суммарный годовой расход тепла на теплоснабжение жилого района, МДж:

.

2. Построение графика расхода тепла по продолжительности тепловых нагрузок

График имеет две части: 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 .

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 (определяется согласно [7, табл. П.1.4], при этом заполняем таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Принцип построения правой части графика следующий. В левой части графика при различных значениях температуры поднимаемся вверх до пересечения с линией . Затем от этой точки проводим линию, параллельную оси абсцисс до пересечения с продолжительностью стояния температуры в правой части графика. Получаем искомую точку графика расхода тепла по продолжительности стояния температур. Аналогично находим другие точки для отопительного периода () и соединяем их. В межотопительный период () тепло расходуется только на горячее водоснабжение, т. е. величина тепловой нагрузки составляет .

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, экономически наиболее выгодными параметрами (качественное регулирование отпуска теплоты). Для определения таких оптимальных параметров теплоносителя строится график температур.

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

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 магистралях от температуры наружного воздуха.

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

На ось ординат наносим точки А и Б, соответствующие расчетной температуре теплоносителя в подающем и обратном трубопроводе при . Далее находим на графике точку В, соответствующую расчетной температуре воздуха отапливаемых помещений (принимается расчетная температура воздуха для жилых зданий +18 ?С, т. К. основная застройка района - жилая) и равной ей температуре теплоносителя в подающем и обратном трубопроводе.

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

, (3.1)

, (3.2)

где , - температуры в подающем и обратном трубопроводе теплосети при , ?С; - произвольная температура наружного воздуха в диапазоне температур от до +18 ?С; - расчетная температура воды, поступающей в отопительные приборы (после смешения в элеваторе), ?С, равная

, (3.3)

где - коэффициент смешения, равный отношению количества обратной воды, подмешиваемой элеватором, к количеству воды, поступающей из теплосети (принимается ); - расчетный перепад температур в теплосети (), ?С.

;

.

Таблица 3.1

Так как по тепловым сетям одновременно подается теплота на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (ГВС), для удовлетворения тепловой нагрузки ГВС необходимо внести коррективы в график температур воды в теплосети. Температура нагреваемой воды на выходе из водяного подогревателя ГВС не должна быть выше 60 ?С, поэтому минимальная температура сетевой воды в подающей магистрали для закрытой системы теплоснабжения принимается равной 70 ?С. Для этого отопительный график срезается на уровне 70 ?С. Точка излома графика делит его на две части с различными режимами регулирования: в диапазоне температур наружного воздуха от температуры точки излома до осуществляется центральное качественное регулирование отпуска теплоты, в диапазоне от +18 ?С (температуры начала и окончания отопительного периода) до - местное количественное (регулирование расхода теплоносителя через абонентские системы).

4. Выбор схемы присоединения абонентов к тепловой сети

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

Схему присоединения систем ГВС для жилых зданий выбираем в зависимости от соотношения максимальных тепловых нагрузок горячего водоснабжения и отопления, применяем двухступенчатую последовательную схему [2, с. 360-361].

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 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 , 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 .

.

Выбор турбины осуществляется в соответствии с [7, табл. П.1.6].

Выбираем турбину Т-50/60-130.

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

- .

Пиковый водогрейный котел выбираем в соответствии с [7, табл. П.1.7] таким

образом, чтобы теплопроизводительность котла была достаточна для покрытия нагрузки . Выбираем пиковый водогрейный котел КВ-ГМ-100.

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

Процесс расширения пара в турбине в h-s-диаграмме условно показывают прямыми линиями по отсекам турбины. Внутренний относительный КПД турбины или данного ее отсека оцениваем по данным испытаний аналогичных турбин или ступеней турбины.

Полезно используемый теплоперепад в турбине :

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

На отсеки турбина делится согласно следующим конструктивным соображениям. Первый отсек (часть высокого давления ЧВД) - от давления перед стопорным клапаном до давления в промышленном отборе пара . Потеря давления пара в стопорном и регулирующем клапанах составляет 3-5% от давления пара перед турбиной , т. е. давление за стопорным клапаном составляет, МПа:

. (5.6)

Второй отсек (часть среднего давления ЧСД) - от давления в промышленном отборе пара до давления в отопительном отборе .

Третий отсек (часть низкого давления ЧНД) - от давления в отопительном отборе до давления в конденсаторе .

Потеря давления в регулирующих клапанах промышленного и отопительного отборов принимается в размере 10% от давлений соответствующих отборов

Интервал подогрева питательной воды в системе регенеративных подогревателей обусловлен температурой конденсата в конденсаторе турбины , определяемой по давлению пара в конденсаторе , и температурой питательной воды , оптимальное значение которой зависит от давления пара перед турбиной ,, , значит (определяем по таблице свойств воды и водяного пара), [7, табл. 5.1].

Коэффициент регенерации , учитывающий увеличение расхода пара на турбину вследствие наличия регенеративного подогрева питательной воды (РППВ), также выбираем в зависимости от параметров пара перед турбиной, [7, табл. 5.1].

Для получения равномерного подогрева воды по ступеням РППВ заданный интервал температур от до , с учетом подогрева питательной воды в сальниковом и эжекторном подогревателях , разбиваем на (n+1) равных участков, соответствующих количеству регенеративных подогревателей (ПВД и ПНД) n плюс отдельный отбор на деаэратор, n=7. Далее следует определение температур греющего пара, по которым устанавливаем значения давления и энтальпии регенеративных отборов.

Эту задачу удобнее решать графическим способом. Для этого в масштабе по оси ординат откладываем значения температуры питательной воды и конденсата с учетом подогрева его в сальниковом и эжекторном подогревателях , .

Ось абсцисс делим на (n+1=7+1=8) равных участков. Зная значения , и (температура воды в деаэраторе, определяемая по давлению в деаэраторе по таблице свойств воды и водяного пара). На графике откладываем фиксированные точки, которые соединяем прямыми линиями.

Определяем по графику температуры греющего пара установив значения температуры , с учетом величины недогрева воды до температуры насыщения в подогревателях высокого давления (ПВД) , в подогревателях низкого давления (ПНД) , в деаэраторе , вычисляем температуры насыщения отборов греющего пара

: ,

Остальные значения температур рассчитываем таким же образом, результаты расчетов заносим в таблицу 5.1.

По температурам из таблиц свойств воды и водяного пара находим значения давлений греющего пара в подогревателях регенеративных отборов и значения энтальпий пара. Данные заносим в таблицу 5.1.

Давление греющего пара находим по формуле (согласно [2, с. 452]), МПа: для

Остальные значения давлений определяем таким же образом, результаты расчетов заносим в таблицу 5.1.

С учетом величины потери давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей, составляющей 8 %, определяем давления греющего пара в регенеративных отборах :

. Остальные значения давлений рассчитываем таким же образом, результаты расчетов заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1

Давление за стопорным клапаном: .

Давление за регулирующим клапаном промышленного отбора: .

Давление за регулирующим клапаном отопительного отбора:

.

Далее по точкам пересечения изобар отборов (таблица 5.1) с линией процесса расширения в h-s-диаграмме определяем значения энтальпии пара соответствующих отборов (см. Приложение). Уточненные значения энтальпии пара следующие:, .

Располагаемый теплоперепад в турбине:

.

Располагаемый теплоперепад в каждом отсеке турбины:

;

кДж/кг;

.

Полезно используемый теплоперепад в турбине:

.

Полезно используемый теплоперепад в отсеках турбины, кДж/кг:

;

;

.

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

Исходные данные:

1. Электрическая мощность турбины .

2. Начальные параметры пара: ; ; (определяется по h-s-диаграмме).

3. Давление в конденсаторе турбины .

4. Давление отопительных отборов пара:

· верхнего отопительного: ( уточняется при заполнении таблицы параметров в основных точках тепловой схемы ТЭЦ после определения энтальпии сетевой воды на выходе из СП2 и энтальпии конденсатора греющего пара отбора );

· нижнего отопительного: .

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

11. Коэффициент расхода пара на собственные нужды котельного отделения .

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 следующие:

а) количество пара, поступающего в сальниковый подогреватель из уплотненной турбины, ;

б) количество пара, поступающего на основной и сальниковый эжекторы,.

Потеря давления пара на пути от турбины до регенеративных подогревателей составляет 8% от значений давления в соответствующих отборах.

Энтальпию конденсата греющего пара , кДж/кг, определяем по таблице свойств воды и водяного пара по давлению греющего пара в подогревателе регенеративного отбора .

Остальные значения энтальпии конденсата греющего пара рассчитываем таким же образом, результаты расчетов заносим в таблицу 5.2.

Таблица 5.2

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, т. е. энтальпия воды на выходе из ПВД , на выходе из ПНД , на выходе из деаэратора .

Энтальпия воды на входе в i-й ПВД равна энтальпии на выходе из (i+1)-го ПВД.

Внутристанционные потери конденсата не учитываются (для упрощения расчета).

Пользуясь данными таблиц 5.1 и 5.2, а также таблиц воды и водяного пара и построенной диаграммой процесса расширения пара в проточной части выбранной турбины, составляем сводную таблицу параметров в основных точках принципиальной тепловой схемы ТЭЦ.

Расчет сетевой подогревательной установки

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

где - повышение давления в питательном насосе, МПа; - КПД питательного насоса, принимается равным 0,79; - давление питательной воды на выходе из питательного насоса , МПа; - средний удельный объем питательной воды, м?/кг, определяется по таблице воды и водяного пара по значению среднего давления , .

;

;

значит

.

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД3, кДж/кг:

.

2. Расход сетевой воды, кг/с:

,

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

;

.

После определения производим уточнение давления по таблице свойств воды и водяного пара; затем в таблицу параметров в основных точках принципиальной тепловой схемы ТЭЦ (см. Приложение) и в h-s-диаграмму (см. Приложение) вносим соответствующие поправки:

.

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

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

5. Тепловая нагрузка сетевых подогревателей, кДж/с:

6. Выбор теплофикационных подогревателей.

В качестве теплофикационных подогревателей выбираются кожухотрубчатые теплообменники [2, с. 160-163]. Основные параметры выбранных подогревателей сводятся в таблицу 5.3.

Таблица 5.3Основные параметры теплофикационных подогревателей

Определение предварительного расхода пара на турбину

7. Коэффициенты недоиспользования мощности отопительных приборов:

8. Предварительно задавшись коэффициентом регенерации , расход пара на

турбину , кг/с, оцениваем по следующей формуле:

.

9. Производительность парогенератора, кг/с:

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

;

Расход питательной воды, кг/с:

.

Расчет регенеративной схемы

10. Расход пара на ПВД1, кг/с:

.

11. Расход пара на ПВД2, кг/с:

.

12. Расход пара на ПВД3, кг/с:

.

13. Материальный баланс деаэратора:

,

где - расход конденсата через ПНД4 (см. Приложение), кг/с; - расход пара на деаэратор, кг/с.

Приводим выражение к уравнению вида:

,

.

14. Тепловой баланс деаэратора:

Приводим выражение к уравнению вида:

,.

Решая пп.15 и 16 находим и , кг/с:

, .

15. Расход пара на ПНД4, кг/с:

.

16. Расход пара на ПНД3, кг/с:

;

.

17. Расход пара на ПНД2, кг/с:

;

18. Расход пара на ПНД1, кг/с:

тогда .

19. Расход пара в конденсатор (материальный баланс конденсатора), кг/с:

20. Внутренняя мощность турбины, МВт:

21. Электрическая мощность турбины, МВт:

Здесь необходимо подсчитать небаланс мощности в МВт и в %:

, МВт; , %:

;

.

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

.

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

.

24. Уточнение значения коэффициента регенерации:

.

Заключение

Тепловая схема ТЭЦ зависит от типа выбранной турбины и теплофикационного оборудования. В данной курсовой работе выбрана турбина типа Т (с теплофикационным отбором пара).

Современные турбины имеют несколько нерегулируемых и регулируемых отборов пара. Нерегулируемые отборы пара давлением от 0,06 до 3, 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 (СПН), верхний теплофикационный отбор пара давлением до 0,3 МПа обеспечивает дальнейший подогрев сетевой воды в сетевом подогревателе второй ступени (СПВ). Сетевые подогреватели ТЭЦ работают в базовом режиме, т. е. при графике 150/70 ?С подогрев воды в подогревателе осуществляется до температуры 120 ?С, что соответствует температуре наружного воздуха минус 14 ?С. При более низких температурах в работу вступают пиковые водогрейные котлы (ПВК), догревая сетевую воду до графика в подающей сети. При отсутствии пиковых водогрейных котельных подогрев сетевой воды осуществляется в основных подогревателях (ОП) (базовый режим), а функции пиковых котлов осуществляют пиковые подогреватели (ПП).

Конденсат отработавшего в турбине пара из конденсатора подается конденсатным 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 деаэрирования химически и механически очищенной водопроводной воды. Подпитка теплосети осуществляется подпиточным насосом, управляемым регулятором подпитки.

Подпитка (восполнение) утечек пара и продувка котлов осуществляется химически очищенной водой, подаваемой в конденсатор.

Литература

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

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

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

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

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

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

7. Смирнов, Н.А. Теплоснабжение жилого района: метод. Указания к курсовой работе по дисциплине «Теплотехнические процессы и установки»/ Н.А. Смирнов, О.О. Тимофеева, В.Г. Якимченко. - Гомель: ГГТУ им. П.О. Сухого, 2008.

Приложение

Таблица 5.3Параметры в основных точках принципиальной тепловой схемы ТЭЦ

Размещено на Allbest.ru