Расчет схемы ТЭЦ и паропровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

ТЭЦ предназначены для централизованного снабжения теплотой и электрической энергией внешних потребителей. Теплота, полученная водяным паром в парогенераторе от сжигаемого топлива, частично расходуется на производство электроэнергии, а оставшаяся - на удовлетворение тепловых нагрузок внешних теплопотребителей (абонентов). Поэтому коэффициент использования топлива на ТЭЦ близок к единице. Экономия топлива на ТЭЦ получается за счет централизации теплоснабжения и выработки электрической энергии на внешнем тепловом потреблении.

1. Исходные данные для расчета тепловой схемы ТЭЦ и выбора оборудования

1. Максимальная тепловая мощность, отпускаемая абонентам на отопление , вентиляцию и среднесуточная на горячее водоснабжение , кВт.

2. Коэффициент теплофикации (принимается равным 0,5).

3. Расчетный расход сетевой воды, кг/с, на выходе из ТЭЦ , а также на горячее водоснабжение .

4. Температуры сетевой воды при расчетной температуре наружного воздуха в прямом трубопроводе и на выходе из отопительных систем абонентов = 70°С.

5. Расход промышленного пара внешним теплопотребителям , кг/с.

6. Давление и температура промышленного пара на выходе из ТЭЦ и МПа и°С.

7. Доля возврата конденсата с производства = 0ч1.

8. Потеря тепловой мощности в водяных тепловых сетях , кВт.

9. Величина подпитки водяных тепловых сетей , кг/с, (см. гидравлический расчет водяных сетей или принимается = 0,02 ).

Цель расчета - определить потребность в паре турбинными установками, паропроизводительность котельного цеха ТЭЦ, потоки пара и конденсата в различных точках тепловой схемы.

На основании расчета выбрать количество основного оборудования (энергетические паровые, пиковые водогрейные котлы, турбогенераторы) и вспомогательного оборудования (подпиточные деаэраторы, сетевые подогреватели, теплообменники для охлаждения продувочной воды, насосы бустерные, сетевые, подпиточные и аварийной подпитки сетей, дымовую трубу).

Рис. 1. Принципиальная расчетная тепловая схема ТЭЦ

1 - котлы; 2 - турбины; 3 - генераторы с возбудителями; 4 - сетевые подогреватели; 5 - пиковые водогрейные котлы, 6 - конденсатор; 7 - п. н. д.; 8 - питательный деаэратор; 9 - п. в. д., 10 - сепаратор непрерывной продувки котлов; 11 - подпиточный деаэратор; 12 - подогреватель умягченной воды; 13 - химводоочистка; 14 - охладитель продувочной воды; 15 - барботер; 16 - канализация; 17 - конденсатный бак; 18 - питательные насосы; 19 - бустерные насосы; 20 - подпиточные насосы; 21, 22, 23 - конденсатные насосы; 24 - коллектор водопроводной воды; 25, 26, 27 - РОУ; 28 - насосы аварийной подпитки сети; 29 - сетевые насосы; 30 - баки - аккумуляторы; 31 - циркуляционные насосы; 32 - конденсатоотводчики; 33 - насосы сырой воды.

2. Расчет тепловой схемы ТЭЦ

1. Температура обратной сетевой воды ,°С, после центральной тепловой подстанции (ЦТП) на входе в ТЭЦ:

,

где °C, °С, з - коэффициент теплопотерь в теплообменнике 1 ступени подогрева воды для горячего водоснабжения на ЦТП. Принимается 0,98.

2. Температура сетевой воды ,°С, на выходе из сетевого подогревателя ТЭЦ:

,

3. Температура насыщения ,°С, в сетевых подогревателях:

,

где - недогрев сетевой воды до температуры насыщения (принимается 10°С).

По температуре определяем давление в сетевых подогревателях и энтальпию конденсата , кДж/кг. Принимая потерю давления в паропроводе от турбины до сетевых подогревателей 8%, находим давление пара в теплофикационном отборе под турбиной:

,08,

Построение теоретического процесса истечения пара в турбине (см. рис. 2) в диаграмме hS.

Для современных промышленных ТЭЦ приняты следующие начальные параметры пара за котлами 14 мПа, перед турбинами = 13 мПа, температура = 565°С. Давление в конденсаторе = 0,003 мПа, температура питательной воды = 230°С.

По известным параметрам пара перед турбиной и на диаграмме hS [3] находим точку их пересечения - О. Считываем значение энтальпии пара перед турбиной , кДж/кг.

На диаграмме найдем изобару с давлением (см. пп. 3).

Далее через точку О в hS диаграмме проводим линию = const до пересечения с изобарой . Получим точку . Считываем значение энтальпии , кДж/кг.

4. Теоретические тепловой перепад, кДж/кг, в турбине равен:

теплоэлектроцентраль паропровод установка насыщение

,

Действительный тепловой перепад, кДж/кг, в турбине равен:

,

5

где - внутренний относительный КПД турбины, принимается 0,85. Энтальпия пара, кДж/кг, в конце действительного процесса расширения пара в турбине (в отопительном отборе) равна

Рис. 2. Построение процесса истечения пара в турбине в hS диаграмме (обозначения по тексту)

Проведем линию = const до пересечения с изобарой . Получим точку К. Соединим прямой линией точки О и К. Линия ОК изображает действительный процесс (с учетом возврата теплоты трения в пар) истечения (расширения) пара в турбине.

Поскольку пар на подогреватель низкого давления (п. н. д.) идет из теплофикационного отбора (см. рис. 1), то давление пара в отборе на п. н. д. будет равно давлению в сетевых подогревателях , а энтальпия .

Давление насыщенного пара в п.н.д., МПа, с учетом гидравлических потерь:

По давлению находим энтальпию конденсата , кДж/кг, и температуру, °С, конденсата .

Деаэраторы питательной воды на ТЭЦ применяются на давление греющего пара = 0,6 мПа. Давление в отборе пара из турбины, мПа, на деаэратор питательной воды с учетом гидравлических потерь будет равно

Находим точку пересечения изобары с линией действительного процесса истечения пара в турбине ОК. Считываем энтальпию пара в отборе на деаэратор питательной воды , кДж/кг. По давлению = 0,6 мПа находили энтальпию воды и температуру °С.

Найдем точку пересечения линии ОК с изобарой, равной давлению промышленного пара на выходе из ТЭЦ (см. гидравлический расчет паропровода) . Считываем энтальпию пара в промышленном отборе турбины кДж/кг.

По температуре питательной воды перед котлами находим температуру насыщения в подогревателе высокого давления (п. в. д.) из выражения

Здесь - недогрев питательной воды до температуры насыщения (принимается 3°С). По температуре насыщения в п.в.д. находим давление насыщения пара и энтальпию .

Давление пара в отборе из турбины на п.в.д. с учетом гидравлических потерь будет равно

Находим точку пересечения изобары с линией процесса в турбине ОК на диаграмме hS (см. рис. 2). Считываем значение энтальпии пара из отбора на п.в.д. .

Найденные таким образом энтальпии полезно записать в таблицу №1. Теперь можно перейти к определению расхода пара на теплообменные аппараты.

5. Расход пара на сетевые подогреватели, кг/с:

,

.

Таблица 1. Параметры пара в отборах из турбины и в подогревателях

Назначение отбора пара из турбины	Параметры отбора	Параметры в подогревателях
	, мПа	, кДж/кг	, мПа	, °C	, кДж/кг
Сетевые подогреватели, (СП)	0,155	2650,35	0,161	113,5	476,2
Подогреватели низкого давления, (п.н.д.)	0,142	2650,35	0,16	113,298	475,336
Питательный деаэратор, (д1)	0,648	2759,463	0,6	158,832	670,5
Подогреватель высокого давления, (п.в.д.)	3,189	2803,246	2,953	232,984	1004,247
Промышленный отбор, (п)

Здесь = 0,98 - коэффициент тепловых потерь подогревателя. Все остальные параметры (см. исходные данные и табл. 1).

6. Тепловая мощность, кВт, сетевых подогревателей:

7. Тепловая мощность пиковой водогрейной котельной, кВт, равна

.

8. Расход пара на деаэратор подпиточной воды.

Для подпитки тепловых сетей устанавливаются атмосферные деаэраторы, находящиеся под давлением = 0,12 мПа. Пар используется из того же отбора, из которого идет пар на деаэратор питательной воды. Поскольку в этом отборе давление пара равно 1,08 = 0,6 1,08 = = 0,648 мПа, то для уменьшения давления до 0,12 мПа устанавливается РОУ2 (см. рис. 1). По = 0,12 мПа находим энтальпию пара , конденсата , кДж/кг, и температуру насыщения .

Расход пара на деаэратор подпиточной воды, кг/с, найдется из выражения

где - 20. - расход подпиточной воды в тепловые сети, кг/с, (см. исходные данные).

Производительность подпиточного деаэратора равна, т/ч

Расход умягченной воды, кг/с, поступающей в головку подпиточного деаэратора, определяется из уравнения сохранения массы подпиточного деаэратора:

,

9. Расход пара, кг/с, на подогреватель умягченной воды, поступающий в подпиточный деаэратор, рассчитывается из уравнения теплового баланса подогревателя:

где энтальпии пара и конденсата находятся по давлению в подпиточном деаэраторе = 0,12 мПа, з = 0,98, = 85°С (см. пп. 8). Тепловая мощность, кВт, подогревателя = 27°С.

10. Определим паропроизводительность котельного цеха, кг/с, в первом приближении:

где коэффициент К учитывает увеличение расхода пара из котлов на и. в. д., п. н. д., деаэратор питательной воды. Эти расходы мы пока не знаем. Поэтому коэффициен К задаем для первого приближения в пределах 1,15ч1,3. Расходы пара, кг/с, на собственные нужды котельного цеха и мазутное хозяйство принимаются 1.

11. Расход продувочной воды, кг/с, из энергетических котлов определим из выражения

где рассчитывается по качеству водопроводной воды и давлению в барабане котлов. Если данные по качеству водопроводной воды отсутствуют, то принимается в пределах от 3 до 15%.

12. Расход продувочной воды, кг/с, сливаемой в канализацию из сепаратора непрерывной продувки (СНП), рассчитывается из выражения

где , - энтальпия пара и конденсата, выходящих из СНП, кДж/кг, находятся по давлению в деаэраторе питательной воды = 0,6 мПа, с которым СНП связан трубопроводом; - энтальпия продувочной воды, кДж/кг. Находится по давлению в барабане котлов 14 мПа.

13. Выход вторичного пара, кг/с, из СНП находится из уравнения сохранения массы для СНП из выражения

14. Тепловая мощность охладителя непрерывной продувки котлов, кВт, находится из выражения

где - температура продувочной воды после охладителя перед сливом в барбатёр и канализацию, принимается равной 50°С. Остальные параметры использованы ранее.

15. Расход водопроводной воды, кг/с, на входе в ТЭЦ:

где - невозврат конденсата промышленного пара с производства на ТЭЦ, - расход подпиточной воды в тепловые сети, - потеря пара и конденсата внутри ТЭЦ, - сброс продувочной воды в канализацию, кг/с. Эти потери надо восполнять водопроводной водой. Коэффициент 1,25 учитывает дополнительный расход водопроводной воды, идущей на промывку фильтров ХВО после их регенерации.

16. Температура водопроводной воды,°С, после охладителя непрерывной продувки котлов (перед химводоочисткой) равна

17. Расход умягченной воды после ХВО, кг/с, идущей на восполнение потерь, связанных с невозвратом конденсата промышленного пара, пара и конденсата внутри ТЭЦ и с продувочной водой, сбрасываемой в канализацию, найдем из выражения



Подается вода в конденсатор турбины (см. рис. 1).

18. Найдем расход пара, кг/с, на подогреватель низкого давления из выражения

19.

где и - энтальпии пара и конденсата в отборе на п. н. д. и в подогревателе н. д. (см. пп. 4). - температура воды за п.н.д. Принимается. - 5,°С - температура конденсата при давлении в конденсаторе = 0,003 мПа; з = 0,98.

20. Расходы пара на деаэратор питательной воды и подогреватель высокого давления находятся из решения системы двух уравнений теплового баланса упомянутых устройств.

Расход пара, кг/с, на деаэратор питательной воды равен

Расход пара, кг/с, на п. в. д. равен



где

Здесь - температура возвращаемого конденсата с производства и мазутного хозяйства, принимается 95°С; - энтальпия питательной воды, кДж/кг, определяется по давлению в котле ( = 14 мПа) и температуре питательной ( = 230°С). Все остальные величины использованы ранее.

21. Определим производительность, кг/с, питательного деаэратора

22. Определим расход питательной воды в редукционно охладительные установки, кг/с, промышленного пара () и пара, идущего на деаэратор подпиточной воды тепловых сетей ():

где - энтальпия промышленного пара на выходе из ТЭЦ. Находится по давлению и температуре промышленного пара (см. расчет паропровода). Энтальпия насыщенного пара находится по давлению в подпиточном деаэраторе 0,12 мПа.

Все входящие в упомянутые выражения параметры использованы ранее.

23. Определим потребность в паре, кг/с, всеми паротурбинными установками:

;

.

24. Определим паропроизводительность котельной, кг/с:

(расход пара на собственные нужды).

25. Сравним паропроизводительность котельного цеха с принятой в первом приближении (см. пп. 10).

26. Проверка материального баланса котельного цеха. Расходы теплоносителя на входе в котлы и на выходе из котлов и должны быть равны.

27. Определим электрическую мощность, кВт, электрогенераторов ТЭЦ:

+

Принимаем кпд генератора = 0,98 и механический = 0,97.

28. Далее надо построить и приложить в пояснительную записку температурный график:

где - среднесуточная температура наружного воздуха,°С. При помощи температурного графика устанавливается равенство тепловой мощности абонентов и мощности, отпускаемой в водяные тепловые сети от ТЭЦ, при любой среднесуточной температуре наружного воздуха. При этом поддерживается температура внутри помещений абонентов на расчетном уровне.

Задавая ряд значений среднесуточной температуры наружного воздуха , строится температурный график в осях . Не забывать делать срезку температуры в прямой сети на уровне 70°С, необходимую для подогрева водопроводной воды для горячего водоснабжения на ЦТП при температуре воды в обратном трубопроводе водяной тепловой сети ниже 55°С.

Вывод: В этом разделе был произведен расчет: температура обратной сетевой воды, температуру сетевой воды, температуру насыщения, расход пара на сетевые подогреватели, тепловая мощность сетевых подогревателей, тепловая мощность пиковой водогрейной котельной, расход пара на деаэратор подпиточной воды, расход пара на подогреватель умягченной воды, паропроизводительность котельного цеха, расход продувочной воды из энергетических котлов, расход продувочной воды из СНП, выход вторичного пара, тепловая мощность охладителя непрерывной продувки котлов, расход водопроводной воды, температурой турбопроводной воды, расход умягченной воды после ХВО, расход пара на деаэратор питательной воды, расход пара на п.в.д. и п.н.д., производительность питательной воды, расход питательной воды в РОУ, потребность в паре, паропроизводительность котельного цеха, электрическая мощность электогенераторов, построен температурный график.

3. Выбор оборудования ТЭЦ

Методика выбора пригодна как для вновь проектируемых, так и расширяемых ТЭЦ, связанных с энергетической системой.

Выбор типа и числа турбогенераторов

Сначала выбирают тип турбогенераторов. Если от ТЭЦ отпускается абонентам только отопительная нагрузка и в небольших количествах промышленный пар, то выбирают турбины типа Т (с теплофикационным отбором пара), а пар на промышленные нужды отпускают от энергетических котлов через РОУ1.

В том случае, когда от ТЭЦ отпускается в основном пар на промышленные нужды, то устанавливают турбины типа П (с промышленным отбором пара), а отопительная нагрузка в небольших количествах удовлетворяется из промышленного отбора через РОУ1.

Если ТЭЦ отпускает абонентам тепловую мощность на отопление и с паром на промышленные нужды в соизмеримых количествах, то ставят турбины типа ПТ (с промышленным и отопительным отборами пара). Обычно в задании на курсовой проект тип турбины задается преподавателем.

Количество турбин типа П рассчитывают по расходу пара, отпускаемому на промышленные нужды , т/ч, (см. задание на проект), и расходу пара из промышленного отбора стандартной турбины по формуле:

Для выбора количества турбогенераторов типа ПТ сначала рассчитывают количество турбин по мощности отопительных отборов, затем по расходу пара промышленным потребителям, как это было показано для турбин Т и П. Количество турбин типа ПТ выбирают по большему значению . Резерва не предусматривают.

Для расширяющейся части ТЭЦ количество вновь устанавливаемых турбогенераторов определяют вычитанием из общего количества «_т количество турбин уже установленных ранее.

Выписывают из паспортное значение расхода пара на одну турбину . Одновременно проверяют общий расход пара на один выбранный стандартный турбогенератор . Этот расход не должен превышать паспортное значение , т/ч.

Выбор типа и числа парогенераторов

Тип парогенератора определяется видом сжигаемого основного и резервного топлива. На промышленных ТЭЦ применяют барабанные котлы. Вид топлива задает преподаватель.

Сначала рассчитывают необходимую паропроизводительность котельной ТЭЦ, т/ч, по формуле:

где - число выбранных турбин, - расход острого пара на одну выбранную стандартную турбину, т/ч, - расход пара, т/ч, отпускаемого на промышленные нужды от энергетических котлов через РОУ для турбин типа Т. Для турбин типа ПТ = 0. - расход острого пара на собственные нужды ТЭЦ, т/ч, принимается 0,03 .

На ТЭЦ с производственной нагрузкой применяют схемы с поперечными связями по острому пару. Количество работающих котлов рассчитывают по формуле:

К этому количеству прибавляют еще один резервный котел.

Здесь - паропроизводительность одного стандартного котла. Марка котла БКЗ-420-140-НГМ-4.

Пиковые водогрейные котлы, устанавливаемые в пиковой водогрейной котельной ТЭЦ, выбирают по пиковой мощности , кВт, (см. ранее) и тепловой мощности стандартного водогрейного котла, работающего в пиковом режиме , кВт, по формуле:



Марка пикового водогрейного котла КВ-ГМ-100-150.

Число пиковых водогрейных котлов должно быть минимальным. При установке одного котла предусматривается резервный, при четырех котлах резерва не предусматривают. При других вариантах делают технико - экономическое обоснование.

Такие элементы ТЭЦ, как п. в. д., п. н. д., деаэраторы питательной воды, конденсатор, генератор, возбудитель, конденсатные, перекачивающие, циркуляционные и питательные насосы, поставляются вместе с турбогенератором, и поэтому их выбирать не надо.

Выбирается следующее оборудование: сетевые подогреватели, х. в. о., деаэратор подпиточной воды, РОУ1,2, сепаратор непрерывной продувки котлов, конденсатные баки, баки-аккумуляторы, охладитель непрерывной продувки котлов, конденсатные насосы сетевых подогревателей, сетевые, бустерные и подпиточные насосы, мазутного хозяйства, ГРП, топливоподачи, золошлакоудаления (если ТЭЦ работает на твердом топливе), очистки дымовых газов, устройств по охране окружающей среды.

Сетевые подогреватели выбираются в соответствии со схемой стандартной тубоустановки, заводской комплектации ПСВ-200-7-15.

Сетевые и бустерные насосы: Насос СЭ 1250-45-11 выбирают в целом для ТЭЦ, не привязывая их к отдельным турбинам по расходу воды на выходе из ТЭЦ и располагаемому давлению (см. пьезометрический график). При установке двух параллельно работающих насосов ставят еще резервный.

Подпиточные насосы выбирают по расходу подпиточной воды (см. гидравлический расчет водяной сети) и давлению (см. пьезометрический график). Обычно устанавливают один рабочий и два резервных насоса. При установке четырех и более насосов резервные не ставятся.

Деаэраторы подпиточной воды выбираются в соответствии со схемой стандартной тубоустановки, заводской комплектации ДП-1000/100

Схему и оборудование х.в.о. выбирают по качеству исходной воды, количеству и качеству питательной и подпиточной воды.

РОУ выбирают по давлению и расходу пара.

Сепаратор непрерывной продувки парогенераторов, м³, по объему

где - расход вторичного пара из сепаратора непрерывной продувки (см. пп. 13), кг/с; - плотность пара, кг/м³, при давлении 0,6 мПа.

Объем конденсатных баков выбирают из расчета работы ТЭЦ в течение 1 часа на максимальной нагрузке (но не менее 3 м³) по формуле:

где , , (см. пп. 9,10, 15 соответственно, кг/с).

Баки-аккумуляторы устанавливают для создания резерва подпиточной воды тепловых сетей. Объем баков, м³, выбирают из расчета 20 минутной производительности подпиточного деаэратора из выражения:

Охладитель непрерывной продувки выбирают по необходимой поверхности теплообмена, расходу воды и давлению.

Все насосы выбирают по расходу воды (см. расчет тепловой схемы) и напору. Напор рассчитывается как сумма линейных и местных потерь давления, разницы гидростатических уровней и давлений в аппаратах, между которыми располагается насос, выраженных в одной единице измерения (см. план и разрезы ТЭЦ).

Если ТЭЦ работает на природном газе, а в качестве резервного топлива используется мазут или в качестве основного используется мазут, то необходимо выбрать схемы ГРП и мазутного хозяйства (помещается в пояснительную записку).

При работе ТЭЦ на твердом топливе разрабатывают вопросы складирования, топливоподачи и топливоприготовления, а также очистки дымовых газов от золы и шлакозолоудаления.

где B - расход топлива на все котлы (паровые и водогрейные), кг/с или м³/с;

Расчеты выполняются для основного и резервного топлив, а высота трубы выбирается наибольшей, с последующим округлением до стандартного значения 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150 и 180 м.

Описывается техническое водоснабжение ТЭЦ (градирни или пруды - охладители).

Уделяется внимание охране окружающей среды. Для этого необходимо воспользоваться способами, снижающими вредные выбросы при сжигании топлив в парогенераторах.

При дипломном проектировании разрабатываются вопросы автоматизации и электропривода отдельного узла ТЭЦ.

Заключительной частью проекта является расчет себестоимости отпускаемой продукции - электроэнергии и теплоты.

Графическая часть проекта включает развернутую тепловую схему ТЭЦ, план размещения оборудования и разрезы со спецификацией на план и схему.

4. Расчет паропровода

Для расчета паропровода необходимо знать следующие исходные данные.

1. Расход промышленного пара, поступающего к абоненту - D_п, кг/с.

2. Параметры пара в конце участка у абонента - давление и температуру , МПа,°С (см. задание).

3. Расстояние от источника теплоснабжения до абонента - l, м. Определяется по карте местности (рис. 2) умножением длины участка на масштаб карты.

4. Коэффициенты местных сопротивлений П-образных компенсаторов , задвижек , и поворотов .

5. Температуру монтажа паропровода - ,°С. (принимается +15-20°С).

6. Допустимые напряжения на изгиб для стали паропровода - [от], МПа (принимается 35 МПа).

7. Скорость возвращаемого конденсата в конденсатопроводе - , м/с (принимается 0,5ч0,7 м/с).

В результате расчета необходимо определить:

1. Параметры пара на выходе из котельной (ТЭЦ): давление и температуру , МПа,^°С.

2. Внутренний диаметр паропровода - , м.

3. Число компенсаторов - .

4. Число задвижек - .

5. Длину вылета компенсаторов - , м.

6. Число неподвижных и скользящих опор - , .

Предварительный расчет

1. Предварительно задают удельные линейные потери давления, Па/м, и температуры пара, К/м, на участке

2. Предварительно определим параметры пара на выходе из котельной (ТЭЦ).

Давление, мПа

Температура,°С,

3. Находим плотность пара на выходе из котельной (ТЭЦ) кг/м³, по предварительно рассчитанным параметрам и из таблиц ().

4. Находим плотность пара в конце участка (у абонента) , кг/м³, по заданным параметрам и ().

5. Определим среднюю плотность, кг/м,

6. Определим внутренний диаметр паропровода

м

7. Округляем полученный диаметр до стандартной трубы.

Проверочный расчет

1. Уточним удельную линейную потерю давления пара Па/м, по округленному значению диаметра

2. Определим среднюю температуру пара на участке,°С,

и среднее давление, мПа,

3. Определим предельное расстояние между неподвижными опорами - L, м по диаметру средней температуре и давлению.

4. Определяем число компенсаторов, шт., на участке

5. Округляем до целого числа , шт.

6. Зададим число задвижек на участке паропровода. Обычно на паропроводах ставят задвижки в начале, в конце участка, на ответвлениях к абонентам и у самих абонентов.

7. Определяем длину, м, прямого участка по сопротивлению, эквивалентную всем местным сопротивлениям паропровода с компенсаторами, задвижками и поворотами

8. Определим расчетное тепловое удлинение паропровода, м, между неподвижными опорами

9. Определим длину вылета компенсатора, м, при условии, что длины спинки вылета равны

10. Найдем удлинение магистрали, м, за счет длины вылетов компенсаторов



11. Уточним падение давления в паропроводе, Па, на участке

12. Уточним давление пара, мПа, в начале участка

13. Для диаметра трубы и средней температуре пара на участке определим удельную линейную потерю мощности с одного метра длины паропровода - , Вт/м.

14. По и определим удельную теплоемкость пара , кДж/(кгК) (не забывать переводить из единицы измерения кДж/(кг-К) в Дж/(кгК)).

15. Найдем удельную потерю температуры пара вдоль паропровода, °С/м, за счет тепловых потерь в окружающую среду

Здесь подставляется в кг/с.

16. Определим уточненное значение температуры пара в начале участка, °С (на выходе из котельной или ТЭЦ).

17. Определим плотность водяного пара в начале участка по уточненным параметрам и ().

18. По уточненным параметрам и находим среднее значение плотности пара на участке, кг/м³,

19. Сравниваем с , найденную в п. 5 предварительного расчета. Если

20. Количество неподвижных опор на участке

21. Количество скользящих опор на участке



l - расстояние между скользящими опорами, м.

22. Определяем диаметр конденсатопровода

м

Таблица. Свободные расчетные данные паропровода

Символ
Величина	2,272	205	13	0,408	0,5	42	2	43	41

На этом заканчивается расчет участка паропровода.

Список литературы

1. Варанкин, Ю.В. Газовое хозяйство заводов / под ред. Ю.В. Варанкина, В.Г. Каширского. - Минск: Высш. шк., 1973. - 240 с.

2. Водяные тепловые сети: справоч. пособие по проектированию / И.В. Беляйкина и др.; под ред. Н.К. Громова, Е.П. Шубина. - М.: Энергоатомиздат, 1998.-376 с.

3. Вукалович, М.П. Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара / М.П. Вукалович. - М.: Машиностроение, 1972. - 672 с.

4. Кострикин, Ю.М. Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления: справочник / Ю.М. Кострин, Н.А. Мещерский, О.В. Коровина. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 254 с.

5. Леонов, A.M. Теплоэнергетика электрических станций: справоч. пособие / А.М. Леонов, Н.П. Волков; под ред. А.М. Леонова, Б.В. Яковлева. - Минск: Беларусь, 1974. - 368 с.

6. Промышленные тепловые электростанции / М.И. Баженов, А.С. Богородский, Б.В. Сазанов; под ред. Е.Я. Соколова. - М.: Энергия, 1979. - 296 с.

7. Роддатис, К.Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности / под ред. К.Ф. Роддатиса, А.Н. Полтарецкого. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 488 с.

8. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учеб. для вузов / Е.Я. Соколов. - 7 изд., стер. - М.: Издательство МЭИ, 2001. - 472 с.

Размещено на Allbest.ru