Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Исходные данные для выполнения курсовой работы

Введение

1. Расчет производственно-технологического теплопотребления

2. Расчет коммунально-бытового теплопотребления

3. Выбор основного оборудования

4. Показатели тепловой экономичности ТЭЦ

5. Принципиальная схема системы теплоснабжения

Приложения

Литература



ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

Основной задачей курсовой работы является выбор основного оборудования и определение технико-экономических показателей ТЭЦ, а также углубление знаний по составу оборудования, характеристикам и назначению промышленно-отопительных ТЭЦ, тепловых сетей и потребителей; совершенствование навыков в использовании справочной и специальной литературы.

Таблица 1 Исходные данные для выполнения курсовой работы.

Характеристика	Обозначение	Значение	Размерность
Расчетный отпуск технологического пара	DPП	350	кг/с
Давление технологического пара	РПТ	0,95	МПа
Давление технологического пара	РПТ	9,69	ат
Температура технологического пара	tПТ	220	грд С
Доля возврата конденсата технологического пара	вОК	0,80
Температура конденсата технологического пара	tОК	95	грд С
Годовое число часов использования максимума производственно-технологической нагрузки по пару	hПТЭЦ	5700	час/год
Доля сантехнической нагрузки по горячей воде от расчетного отпуска технологического пара	гСН	0,13
Топливо		Газ
Низшая теплота сгорания топлива	QРН	48,65	МДж/кг
Численность населения, потребляющего горячую воду	m	100	тыс. чел.
Город	Архангельск
Шифр зачетной книжки	№



Введение

Теплофикацией называют централизованное теплоснабжение нам базе комбинированного производства тепловой и электрической энергии. Электрические станции, где осуществляется совместная выработка и отпуск в соответствующие сети тепловой и электрической энергии, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ).

Комбинирование выработки теплоты и электроэнергии заключается в том, что в тепловую сеть отдаётся главным образом теплота отработанного в турбинах пара (или газа). Это приводит к значительному уменьшению тепловых выбросов в системе энергоснабжения и снижению расхода топлива на 25-30% по сравнению с раздельной выработкой электрической энергии на конденсационных электрических станциях (КЭС) и теплоты в районных котельных (РК).

Эффективность работы ТЭЦ можно значительно повысить, если устранить имеющиеся недостатки в её осуществлении. Главными из них являются:

· несоответствие фактического теплопотребления расчётным нагрузкам, заложенным в проектах ТЭЦ, из-за отставания строительства магистральных и распределительных тепловых сетей;

· отсутствие или недостаток пиковой тепловой мощности, в том числе из-за несоответствия мощности пиковых водогрейных котлов номинальной при их работе на мазуте;

· завышение температуры обратной сетевой воды и увеличение утечки теплоносителя.

Указанные недостатки теплофикации приводят к тому, что в ряде случаев её технико-экономические показатели, например средний удельный расход топлива на отпущенный киловатт-час и другие, становятся хуже, чем при раздельной выработке энергии на КЭС и в РК.

Значительно увеличить экономию топлива от теплофикации можно осуществлением ряда мероприятий по загрузке отборов действующих турбин ТЭЦ, демонтажем физически и морально изношенного оборудования, модернизацией и реконструкцией с переводом в теплофикационный режим устаревших конденсационных турбин. С этой целью на ТЭЦ должны устанавливаться более современные и мощные турбины. Например, установка турбины Т-250/300-240 вместо двух турбин Т-100/120-130 позволяет сократить удельный расход металла на 17% и экономить топливо в количестве 32 тысяч тонн условного топлива в год. А установка одной турбины с противодавлением типа Р-100-130/15 по сравнению с установкой двух турбин типа Р-50-130/15, экономит около 4 тысяч условного топлива в год.

Значительную экономию обеспечивает также переход на новые, более мощные котлы. Так, например, серийные турбины типа ПТ-135/165-130/15, Р-100-130/15и Т-175/210-130 унифицированы по цилиндрам высокого давления с одинаковым расходом острого пара (210 кг/с), с установкой двух котлов по 116 кг/с (420 т/ /час) к каждой турбине. Замена их новым котлом паропроизводительностью 222 кг /с (800 т/час) экономит капиталовложений до 22,5 млн. рублей на блок.

В заключение необходимо отметить основные направления развития ТЭЦ на длительную перспективу:

· повышение эффективности использования действующих ТЭЦ путём их модернизации;

· расширение централизованного теплоснабжения на базе строительства ТЭЦ и РК на органическом топливе;

· расширение использования ТЭЦ в качестве маневренных электростанций;

· освоение для нужд теплоснабжения нетрадиционных возобновляемых источников энергии (ветра, солнца, термальных источников);

· повышение технического уровня и надёжности тепловых сетей путём совершенствования их конструкций и защитой их от коррозии.

технологический тепловая сеть теплопотребление



1. Расчёт производственно-технологического теплопотребления

Под расчетной производственно-технологической нагрузкой понимается мощность, которую необходимо затрачивать для получения максимального расхода производственно-технологического пара с требуемыми энергетическими параметрами. Как известно, мощность измеряется в МВт (кВт, Вт). Однако в теплоэнергетике более распространённой является другая единица - ГДж/ч (кДж/ч, кДж/с, Дж/с). Указанные единицы связаны соотношениями:

1 МВт = 3,6 ГДж/ч; 1 МВт = 3 600 МДж/ч; 1 МВт = 1 МДж/с; 1 кВт = 1 кДж/с; 1 Вт = 1 Дж/с.

Производственно-технологический пар подаётся от ТЭЦ на близлежащий промышленный объект. В процессе использования пара часть его отбирается в технологический процесс предприятия, а оставшаяся часть в виде конденсата возвращается на ТЭЦ. Для того чтобы технологические процессы предприятия и ТЭЦ были непрерывными, потеря отобранного пара компенсируется добавлением в пароводяную систему энергетических котлов ТЭЦ эквивалентного количества холодной (подпиточной) воды.

Расчетная нагрузка на нагрев воды обратного конденсата определяется по формуле:

кДж/с = 2396,45 ГДж/ч (1)

Расчетная нагрузка на нагрев подпиточной (холодной) воды определяется по формуле:



кДж/с = 694,07 ГДж/ч (2)

Суммарная расчетная производственно-технологическая нагрузка с учётом тепловых потерь в паропроводах равна:

ГДж/ч (3)

Здесь в формулах (1-3):

h_П - энтальпия технологического (производственного) пара, кДж/кг;

h_ОК - энтальпия воды обратного конденсата, кДж/кг;

h_ХВ - энтальпия холодной воды, кДж/кг;

q_П - доля тепловых потерь в паропроводах технологического пара (принимается самостоятельно в пределах 0,06 ч 0,10).

Численное значение энтальпии технологического пара определяется по h-s -диаграмме водяного пара или по таблицам для воды и водяного пара при заданных в таблице 1 значениях давления Р_ПТ и температуры t_ПТ.

Энтальпия (теплосодержание) воды h_В, нагретой до заданной температуры, определяется количеством теплоты Q (кДж, ккал), которое нужно затратить для нагрева 1 кг воды от 0єС до вышеуказанной заданной температуры. Следовательно, при нагревании воды от 0єС вплоть до начала кипения её энтальпия изменяется пропорционально температуре:

(4)

Отметим, что исторически первоначально в качестве единицы количества теплоты была принята калория (килокалория), имеющая вполне очевидный физический смысл, - это количество теплоты, которое необходимо для нагрева 1 г воды на 1єС. В дальнейшем мир перешёл на международную систему СИ, в которой единицей энергии, а теплота представляет собой одну из форм энергии, является джоуль (Дж, кДж). Указанные единицы связаны соотношением: 1 кал (ккал) = 4,19 Дж (кДж).

В формуле (4) множитель с_В называется "удельной теплоемкостью воды". Так как эта характеристика слабо зависит от температуры, то с достаточной для практических расчетов точностью её принимают постоянной и в соответствии с положениями предыдущего абзаца равной с_В = 4,19 кДж/(кг·грд) или 1 ккал/(кг·грд).

Таким образом, энтальпия обратного конденсата будет равна

, а энтальпия холодной воды (кДж/кг).

Температура подпиточной (холодной) воды изменяется в зависимости от сезона. В наших расчётах используем её минимальное (зимнее) значение, равное 5С.

Итоговые результаты расчета производственно-технологической нагрузки сведем в таблицу 2.

Таблица 2 Расчет производственно-технологической нагрузки

Характеристика	Обозначение	Значение	Размерность	Значение	Размерность
Нагрузка на нагрев воды обратного конденсата	QРП ОК	2396,45	ГДж/час	665,68	МВт
Нагрузка на нагрев подпиточной (холодной) воды	QРП ХВ	694,07	ГДж/час	192,79	МВт
Итоговая нагрузка без учета потерь	QР П	3090,53	ГДж/час	858,48	МВт
Итоговая нагрузка с учетом потерь (qП = 0,08)	QРП	3337,77	ГДж/час	927,16	МВт

Для того чтобы облегчить преподавателю проверку расчётов курсовой работы, необходимо начать заполнять сводку использованных характеристик и промежуточных результатов (таблица 3).



Таблица 3 Сводка использованных характеристик

Характеристика	hП	hОК	hХВ	hПВ	h 0	qП	q0	t0
Размерность	кДж/кг	кДж/кг	кДж/кг	кДж/кг	ч	-	Вт/ м2	грд. С
Значение	2775,2	397,765	20,935	992	6024	0,08	98	-4,7
Характеристика	tВ	tОР	tВР	qГВ	в	q	K1	K2
Размерность	грд. С	грд. С	грд. С	-	-	-	-	-
Значение	18	-31	-19	376	0,8	0,06	0,2	0,4

Годовой отпуск пара и теплоты на производственно-технологические нужды

Необходимо знать для планирования годовых эксплуатационных затрат проектируемой ТЭЦ. Годовой отпуск пара вычисляется по формуле (5) и имеет размерность (т/год).

(5)

Годовой отпуск теплоты вычисляется по формуле (6) и имеет размерность (ГДж/год).

(6)

Здесь величины D^Р_П и h^П_ТЭЦ выбраны в соответствии с заданием на курсовую работу и приведены в таблице 1, а величина производственно-технологической нагрузки Q^Р_П вычислена в предыдущем параграфе 3.1.

Строим годовой график производственно-технологического теплоснабжения. Для этой цели по приложению 1 выбирается осредненный график теплопотребления, соответствующий заданной величине h^П_ТЭЦ, и строится аналогичный график в абсолютных значениях тепловых нагрузок. Каждая ордината графика, где абсциссами выступают номера месяцев, вычисляется по формуле:



(7)

где Q_Пi - отпуск теплоты за текущий месяц, ГДж;

Q_Пi - то же в относительных величинах по таблице Приложения 1.

Приведен пример расчета за первый месяц. Остальные месяцы вычисляются аналогично. Результаты сведем в таблицу 3.1

Таблица 3.1

Месяц	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Использование	1	0,95	0,89	0,76	0,67	0,61	0,59	0,61	0,67	0,78	0,89	0,96
QПi	2028283,38	1926869,21	1805172,21	1541498,37	1358949,87	1237252,86	11966,87,20	1237252,86	1358949,87	1582061,04	1805172,21	1947152,05

Для информации: приведённые в Приложениях 1 - 4 относительные технологические нагрузки, показатели тепловых потоков на отопление жилых зданий и на горячее водоснабжение и климатологические данные городов взяты из соответствующих нормативных документов, которые, в свою очередь, разработаны на основе многолетних замеров и наблюдений.

График производственно-технологического теплоснабжения.



2. Расчёт коммунально-бытового теплопотребления

Нагрузки коммунально-бытовых потребителей подразделяются на расчетные, средние и годовые. Указанные нагрузки определяются по приводимым ниже хорошо отработанным методикам. Необходимые для выполнения соответствующих расчетов справочные материалы представлены ниже в Приложениях 1-4.

Расчетные тепловые нагрузки (МВт, или ГДж/ч)

Под расчетной коммунально-бытовой нагрузкой понимается мощность, которая может оказаться необходимой для получения в отопительный период максимального расхода горячей воды с требуемыми энергетическими параметрами на отопление, на вентиляцию и на горячее водоснабжение.

Расчетная нагрузка отопления вычисляется по формуле:

(8)

где q₀- укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м² общей площади (приложение П.2), Вт/ м²;

А = mf -общая площадь жилых зданий, м²;

f -норма общей площади в жилых зданиях на 1 чел. (может приниматься равной 18 м²/чел.);

k₁ - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на отопление общественных зданий (принимается самостоятельно в пределах 0,18ч028. Принимаем 0,2.).

Расчетная нагрузка вентиляции

(9)



где k₂ - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на вентиляцию общественных зданий (k₂ = 0,4 для зданий постройки до 1985 г., k₂ = 0,6 для зданий постройки после 1985 г. Принимаем 0,4.);

Расчетная нагрузка горячего водоснабжения

(10)

где q_г - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на 1 чел. (приложение П.3), Вт/чел.

Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей

(11)

Средние тепловые нагрузки (МВт, или ГДж/ч)

Средняя нагрузка отопления, Вт (МВт) и ГДж/ч

(12)

где t_в -средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (t_в = 18С - для жилых и общественных зданий, t_в = 16С - для производственных зданий);

t^р_о и t_о - расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха (приложение П.4)

Средняя нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

(13)



где - расчетная температура для вентиляции (приложение П4)

Средняя за отопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

(14)

Средняя за неотопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

(15)

где t_х = 5С и t_хл=15С - соответственно температуры холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период;

-коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному ( =0,8 - для жилых и общественных зданий; =1,5 -то же для курортных и южных городов; =1 -для промпредприятий); выбирается самостоятельно.

Средняя за отопительный период нагрузка коммунально-бытовых потребителей

(16)

Годовые расходы теплоты

Годовой расход теплоты на отопление, ГДж

(17)



где h_о -длительность отопительного периода (приложение П.4), ч.

Годовой расход теплоты на вентиляцию, ГДж

(18)

где z = 16 ч -время работы за сутки систем вентиляции общественных зданий.

Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, ГДж

(19)

Годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж

(20)

Отпуск теплоты по сетевой воде

Сантехническая нагрузка промышленных предприятий покрывается сетевой водой и суммируется с коммунально-бытовой нагрузкой.

Расчетная сантехническая нагрузка, МВт и ГДж/ч

(21)

Можно допустить, что закономерности изменения сантехнической и коммунально-бытовой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха совпадают. Тогда годовой отпуск теплоты на сантехнические нужды,



(22)

С учетом тепловых потерь в сетях расчетная нагрузка потребителей сетевой воды составит, МВт и ГДж/ч

(23)

а годовой отпуск теплоты в сетевой воде, ГДж

(24)

где q - доля тепловых потерь в тепловых сетях (принимается самостоятельно в пределах от 0,04 до 0,08). Принимаем 0,06.

Таблица 4 Результаты расчета тепловых показателей ТЭЦ

Потребление теплоты:	Расчетные тепловые нагрузки	Годовые расходы теплоты
	Обозначение	Значение	Обозначение	Значение (ГДж*106)
		МВт	ГДж/час
На технологические нужды (пар)	QРП	927,16	3337,77	QГП	1,9
На отопление	QРО	190,08	684,29	QГО	1,91
На вентиляцию	QРВ	12,67	45,62	QГВ	0,112
На горячее водоснабжение	QРГ	37,6	135,36	QГГ	1,05
На коммунально-бытовое потребление	QРК	240,35	865,27	QГК	3,074
На сантехнические нужды (первое приближение)	QРСН	120,53	433,91	QГСН	1,86
Суммарное потребление по сетевой воде с учётом потерь	QРСВ	339,23	1221,23	QГСВ	4,89

Результаты расчета нагрузок потребителей сетевой воды обобщаются в виде графика тепловых нагрузок по продолжительности 1. Он совмещается с графиком изменения нагрузок от температуры наружного воздуха t_н. В левой части графика приводятся зависимости нагрузок отопления Q_о, вентиляции Q_в и горячего водоснабжения Q_г (МВт) от t_н, а затем путем их графического суммирования - зависимость нагрузки коммунально-бытовых потребителей Q_к от t_н. Далее при расчетной температуре для отопления откладывается Q^р_св и строится зависимость Q_св от t_н при условии, что любой t_н, ниже расчетной, соответствует численное значение разности (Q_cв - Q_к), пропорциональное значению Q_к.

В правой части строится собственно график тепловых нагрузок по продолжительности, на котором по оси абсцисс приводятся продолжительность стояния температур наружного воздуха от +18С (8 400 ч) и +8С (h_о) до расчетной для отопления (приложение П.4), а по оси ординат соответствующие им нагрузки по сетевой воде



3. Выбор основного оборудования

К основному оборудованию промышленно-отопительных ТЭЦ относятся паровые и водогрейные котлы и паровые турбины.

Критерием правильности выбора состава, типа и мощности основного оборудования является достижимость оптимальных значений расчетных коэффициентов теплофикации по пару ^р_п и сетевой воде ^р_св при соответствующих величинах технологической и коммунально-бытовой (в сумме с сантехнической) нагрузок. Оптимальные коэффициенты теплофикации определяются на основе технико-экономических расчетов и зависят от мощностного ряда выпускаемых теплофикационных паровых турбин. Соответствующие технико-экономические исследования показывают, что оптимальные значения расчетных коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде составляют соответственно ^р_п = 0,7.....1,0 и ^р_св = 0,4.....0,7.

Напомним, что

где - соответственно отпуск пара из производственных отборов выбранных турбин типа ПТ и Р, кг/с;

-отпуск теплоты по сетевой воде из отопительных отборов выбранных турбин типа Т и ПТ, МВт.

Характеристики паровых турбин, водогрейных и энергетических паровых котлов приведены в приложениях (П.6,7,8). При выборе оборудования следует выполнить следующие условия:

1. Выбираются наиболее крупные агрегаты (с учетом перспективного роста тепловых нагрузок).

2. Оборудование должно быть по возможности однотипным, но обеспечивающим все требуемые виды теплопотребления. В частности, турбины типа Р следует выбирать при трехсменном режиме работы предприятий, что условно можно считать имеющим место при годовом числе часов использования максимума производственно-технологической нагрузки свыше 5 000 ч.

3. Встроенные пучки конденсаторов теплофикационных турбин типа Т и ПТ (приложение П. 6) используются для подогрева подпиточной воды перед химводоочисткой в открытых системах теплоснабжения и сетевой воды перед сетевыми подогревателями в закрытых системах.

4. Пиковые нагрузки производственно-технологических потребителей по пару покрываются с помощью редукционно-охладительных установок (РОУ), а потребителей сетевой (горячей) воды с помощью пиковых водогрейных котлов (ПВК) (приложение П.8). Избыточная теплопроизводительность выбираемых ПВК должна быть минимальной.

5. Выбор типа и количества энергетических паровых котлов осуществляется по суммарному расходу свежего пара на все выбранные турбины и РОУ с коэффициентом 1,02 (приложение П.7).

6. Турбины типа Р устанавливаются вместе с турбинами типа ПТ и (или) Т.

С учетом указанных требований и на основании полученных расчетов выбираем одну паровую турбину типа ПТ-140/165-130/15 и одну Р-100-130/15.

Как видим, значения расчетных коэффициентов теплофикации по пару и сетевой воде полностью оптимальны. Оставляем последний вариант выбора турбин.

Двухпроцентная добавка дается на неучтенные потери теплоты в цикле ТЭЦ. Таким образом, требуемая паропроизводительность ТЭЦ, кг/с

(25)

где Д_о - номинальный расход свежего пара на все выбранные турбины данного типа (Т, ПТ или Р), кг/с.

Расход свежего пара на РОУ определяется по формуле, кг/с

(26)

где - отпуск пара на производственно-технологические нужды из отборов выбранных турбин типа ПТ, кг/с;

h_о - энтальпия свежего пара за котлами (по h-s диаграмме) - 3487,5 кДж/кг;

_РОУ - КПД РОУ (принимается равным 0,98);

h_пв - энтальпия питательной воды, выбирается по давлению и температуре питательной воды (приложение П.7) с помощью таблиц - 964 кДж/кг.

Тип и количество выбранных к установке энергетических котлов должны обеспечить минимально возможный запас по паропроизводительности. Выбираем семь паровых котлов типа Е-500-140-ГМН с суммарной паропроизводительностью 973 кг/с.

Для покрытия пиковых нагрузок по сетевой (горячей) воде: принимаем к установке 1 пиковый водогрейный котел типа КВ-ГМ-180.

Состав и характеристики выбранного оборудования ТЭЦ сводим в таблицу (приложение П.9)

4. Показатели тепловой экономичности ТЭЦ

Расход натурального топлива на энергетический котел (без промежуточного пароперегревателя).

(27)

где ₀ - номинальный расход свежего пара на одну турбину выбранного типа (Т, ПТ, Р), кг/с;

h₀ - энтальпия свежего пара за выбранным энергетическим котлом, кДж/кг;

h_пв - энтальпия питательной воды, кДж/кг;

- удельная теплота (низшая) сгорания заданного топлива, кДж/кг или кДж/м³;

- расчетный КПД (брутто) котла.

Расход топлива на пиковый водогрейный котел, работающий на газу

МДж/кг

(28)

где - номинальная теплопроизводительность выбранных ПВК, МВт.

Суммарный расход условного топлива (МДж/кг) на ТЭЦ, кг/с.

(29)



где в числителе

n₁, n₂ - количество выбранных энергетических и водогрейных котлов;

Расход условного топлива на выработку теплоты, кг/с

(30)

где - суммарный расход теплоты, отпущенной внешним потребителем, МВт;

- энергетический КПД (нетто); задается ;

- КПД, учитывающий тепловые потери в паропроводах; задается ;

- КПД котла (нетто), учитывающий тепловые потери пикового водогрейного котла; задается .

Расход условного топлива на выработку электроэнергии, кг/с

(31)

КПД ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии

(32)

где N_э - суммарная номинальная мощность выбранных турбин, МВт; N_э=УN_i; [кг/с] и [МДж/кг];

КПД ТЭЦ брутто по выработке теплоты

(33)



где [МВт], [кг/с] и [МДж/кг].

Удельные расходы топлива:

- на выработку электроэнергии, кг/(кВт·ч)

(34)

- на выработку теплоты, кг/ГДж

(35)

кДж/кг;

- на отпуск теплоты, кг/ГДж

(36)

где - КПД нетто ТЭЦ, учитывающий собственные нужды станции (по теплоте), принимаем .

5. Принципиальная схема системы теплоснабжения

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ

Принципиальная тепловая схема ТЭЦ -- это структурная схема оборудования электростанции, характеризующая процесс преобразования и использования тепла для выработки электроэнергии. Принципиальная тепловая схема проектируемой ТЭЦ приведена на рис. 3.

1

Условные обозначения:

1. Одна турбина ПТ-140/165-130/15; 2. Одна турбина Р-100-130/15; 3. Пароперегреватель; 4. Энергетические котлы; 5. Конденсатор; 6,7. Теплофикационные подогреватели; 8. Сетевой насос; 9. Конденсатные насосы сетевых подогревателей; 10. Вакуумный деаэратор подпитки сетевой воды; 11. Подпиточный сетевой насос; 12. Конденсатный насос; 13. Эжекторный подогреватель; 14. Подогреватели системы регенерации низкого давления; 15. Деаэратор повышенного давления; 16-18. Подогреватели системы регенерации высокого давления; 19. Питательный насос; 20. Конденсатный насос подогревателей низкого давления; 21. Испарительная установка; 22. Насос химводоочистки (ХВО); 23. Подпиточный насос ТЭЦ; 24. Подающий водяной коллектор; 25. Обратный водяной коллектор; 26. Паровой коллектор; 27. Коллектор конденсата, возвращаемого с производства; 28. Конденсатный насос; 29. Редукционно-охладительная установка (РОУ); 30. Фильтр-грязевик; 31. Регулятор подпитки; 32. Один пиководогрейный котел типа КВ-ГМ-180; 33. Бустерный насос; 34. Промежуточный коллектор; 35. Теплофикационный пучок; 36. ХВО; 37. Электрогенератор.

Описание работы схемы.

Природная вода подается в механические фильтры ХВО 36, где она очищается от механических и химических примесей, затем при помощи насосов ХВО 22 она поступает в испарительную установку 21 и вакуумный деаэратор подпитки сетевой воды 10, в котором происходит удаление из воды пузырьков газов (О₂ и СО₂). В испарительной установке 21 происходит частичное испарение воды и оставшаяся вода подпиточным насосом 23 подается в деаэратор повышенного давления 15, где из нее также удаляют газы. Из деаэратора 15 при помощи питательного насоса 19 очищенная вода проходит через подогреватели системы регенерации высокого давления 16, 17, 18 и попадает в энергетические котлы 4, из которых пар через пароперегреватель и поступает в турбины 1(Р-100-130/15), имеющие только отбор пара, и в турбину 2 (ПТ-140/165-130/15), имеющую часть высокого давления а и низкого б. После расширения в проточной части турбины пар поступает в конденсатор 5, охлаждаемый водой, поступающей из обратного водяного коллектора 25 в теплофикационный пучок 35 конденсатора с помощью бустерного насоса 33. Перед поступлением в теплофикационный пучок 35 сетевая вода очищается в фильтре-грязивике 30. Из конденсатора 5 образовавшийся конденсат конденсатным насосом 12 прокачивается через тракт системы регенерации низкого давления в деаэратор 15, обогреваемый паром из цилиндров высокого давления турбин 1 и 2. Смешивающиеся в деаэраторе потоки образуют питательную воду, которая питательным насосом 19 через подогреватели 16, 17, 18 тракта системы регенерации высокого давления опять подается в энергетические котлы 1. В схеме предусмотрена редукционно-охладительная установка (РОУ) 29, подключенная к главному паровому коллектору и предназначенная для покрытия пиковых нагрузок производственно-технологических потребителей, подключенных к паровому коллектору 26. Конденсат пара, возвращаемый с производства, по коллектору 27 поступает, после соответствующей очистки, с помощью конденсаторного насоса 28 в тракт системы регенерации низкого давления, состоящий из эжекторного подогревателя 13, подогревателей низкого давления 14 и конденсаторного насоса 20, пред назначенного для создания давления в системе труб, по которым происходит слив конденсата греющего пара подогревателей системы регенерации низкого давления. Схема обеспечивает отпуск теплоты потребителям на нужды отопления и горячего водоснабжения, за счет отборов теплоты из турбины 2 (ПТ-140/165-130/15). Сначала сетевая вода проходит через теплофикационные подогреватели 6, 7, а затем, пройдя промежуточный коллектор 34, она при помощи сетевого насоса 8 поступает в подающий водяной коллектор 24. При низких наружных температурах воздуха имеется возможность догревать воду в пиковом водогрейном котле 32, подключенному параллельно подающему водяному коллектору 24. Конденсат греющего пара из теплофикационных подогревателей 6, 7 сливается в соответствующие по температуре точки тепловой схемы конденсатными насосами сетевых подогревателей 9. Потери сетевой воды в коллекторах 24 и 25 покрываются с помощью воды, прошедшей сначала ХВО 36, затем насосом ХВО 22, поданную в вакуумный деаэратор 10, где она очищается от газов за счет тепла, поступающего из отбора от цилиндра низкого давления турбины 2. После деаэратора 10 подпиточная сетевая вода насосом 11 подается в регулятор подпитки 31, из которого она поступает в цепь обратного водяного коллектора 25.

Схема отпуска теплоты с ТЭЦ внешним потребителям на коммунально-бытовые нужды

Коммунально-бытовое потребление (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение) получает теплоту от ТЭЦ с горячей водой. Отпуск горячей воды производится по закрытой схеме, показанной на рис. Данная схема применяется в том случае, если конденсат потребителем не возвращается или возвращается загрязнённым, а очистка его не рентабельна. Отпуск теплоты потребителям производится из регулируемого отбора 1 турбины 2 с соответствующими параметрами, а резервирование предусматривается через редукционно-охладительную установку (РОУ) из линии свежего пара, при этом теплота проходит через теплообменник 7, называемый паропреобразователем. Конденсат греющего пара при этом сохраняется на электростанции и может быть повторно использован. Закрытая схема отпуска теплоты более дорога по сравнению с открытой из-за затрат на дополнительное оборудование и его эксплуатацию и менее экономичная, так как для получения потребляемого пара того же, как и в открытой схеме потенциала, требуется греющий пар более высоких параметров, что уменьшает выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Схема присоединения тепловых потребителей к тепловой сети.

В современных системах теплоснабжения тепловая нагрузка разнородная, то есть к одним и тем же тепловым сетям присоединяются одновременно системы отопления и горячего водоснабжения. Рассмотрим схему последовательного двухступенчатого совместного подключения систем горячего водоснабжения и отопления к закрытой тепловой сети.

Последовательная схема присоединения применяется при соот-ношении нагрузок Qгв/Qо <0, так как в случае большей относи-тельной нагрузки горячего водоснабжения нарушение температур-ного режима отапливаемых помещений из-за небаланса ото-пительной нагрузки компенсируется значительно труднее. В этой схеме обе ступени подогрева водопроводной воды включены последовательно по отношению к системе отопления. Поток сетевой воды из подающей линии теплосети разветвляется на две части. Одна проходит через подогреватель верхней ступени ПВ, а другая--через регулятор расхода РР. В элеваторе Э отопительной установки оба потока смешиваются и направляются в отопительные приборы О. В часы максимальной нагрузки горячего водоснабжения вся или значительная часть сетевой воды проходит через подогреватель верхней ступени. При этом температура сетевой воды, поступающей на элеватор, снижается, что приводит к уменьшению отдачи теплоты на отопление здания. В периоды малой нагрузки горячего водоснабжения температура воды, поступающей в систему отопления, растет и компенсирует снижение юты при больших нагрузках горячего водоснабжения. Регулятор температуры РТ изменяет расход сетевой воды на элеватор Э в соответствии с нагрузкой горячего водоснабжения. В водяном подогревателе нижней ступени ПН, последовательно включенном после отопительной системы, происходит предварительный подогрев водопроводной воды тёплой сетевой водой, протекающей через обратный трубопровод системы отопления. В результате расход сетевой воды из подающей линии теплосети на верхнюю ступень ПВ подогревателя сокращается.



Литература

1. Энергоснабжение: Учеб. пособие/ Е.А. Блинов и др. - СПб: СЗТУ 2004.

2. Теплоснабжение./ В.Е. Козин, Т.А. Левина, А.ПРИЛОЖЕНИЕ Марков и др. - М.: Высшая школа, 1980.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1. Средние технологические нагрузки (относительные)

Месяц		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Годовое время использования максимума технологической нагрузки ,ч/год	4300-4600	1	0,92	0,81	0,65	0,59	0,57	0,55	0,56	0,63	0,75	0,88	0,95
	4700-5000	1	0,95	0,89	0,76	0,67	0,61	0,59	0,61	0,67	0,78	0,89	0,96
	5000-5300	1	0,97	0,92	0,77	0,68	0,64	0,63	0,65	0,71	0,83	0,91	0,97



Приложение 2. Укрупненные показатели максимального теплового потока на отопление жилых зданий (5 этажей и более) , Вт/м²

Расчетная температура для отопления , 0С *	-5	-10	-15	-20	-25	-30	-35	-40	-45	-50	-55
Здания постройки до 1985г.	65	70	77	79	86	88	98	102	109	115	122
То же после 1985г.	65	67	70	73	81	87	91	95	100	102	108

* Для промежуточных значений соответствующие значения определяются интерполяцией.



Приложение 3. Укрупненные показатели среднего теплового потока на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий при температуре воды 55⁰С q_r, Вт/чел.

Средняя за отопительный период норма расхода горячей воды на одного человека в сутки.	л/сут	, Вт/чел
в жилых домах с душами без ванн	85	320
в жилых домах с сидячими ваннами и душами	95	322
в жилых домах с ваннами длиной 1,5-1,7 м и душами	105	376
в жилых домах высотой более 12 этажей с повышенными требованиями к благоустройству	115	407



Приложение 4. Климатологические данные городов

Город	Температура наружного воздуха,0С	Продолжительность отопительного периода, ho,ч	Число часов за отопительный период со среднесуточной температурой наружного воздуха ниже указанной в нижеследующей строке, 0С
	Расчетная для отопления tро	Расчетная для вентиляции tpв	Средняя за отопительный период to
					-50	-45	-40	-35	-30	-25	-20	-15	-10	-5	0	5	8
Верхоянск	-59	-51	-25,2	6528	756	1389	2017	2512	2958	3345	3674	4015	4392	4799	5313	5975	6528
Якутск	-55	-45	-21,2	6096	-	587	1094	1617	2190	2652	3075	3485	3879	4333	4856	5368	6096
Братск	-43	-30	-10,3	5904	-	21	96	236	478	861	1343	2021	2752	3439	4214	5143	5904
Красноярск	-40	-22	-7,2	5640	-	-	17	83	212	475	839	1378	2149	3054	3986	5028	5640
Иркутск	-37	-25	-8,9	5784	-	-	7	57	171	454	856	1712	2569	3273	3997	4988	5784
Тюмень	-37	-21	-7,5	5280	-	-	5	24	114	284	653	1233	2065	2975	3835	4743	5280
Пермь	-35	-20	-6,4	5424	-	-	-	18	86	227	520	1091	1904	2885	3844	4855	5244
Архангельск	-31	-19	-4,7	6024	-	-	-	27	80	211	439	869	1570	2672	3939	5371	6024
Кострома	-31	-16	-4,5	5376	-	-	-	3	22	79	244	618	1268	2235	3459	4682	5376
Куйбышев	-30	-18	-6,1	4944	-	-	-	-	11	113	398	883	1475	2330	3343	4326	4944
Иваново	-29	-16	-4,4	5208	-	-	-	-	36	94	262	612	12,56	2011	3188	4460	5208
Мурманск	-27	-18	-3,3	6744	-	-	-	-	6	38	134	448	1106	2253	3962	5785	6744
Москва	-26	-15	-3,6	4920	-	-	-	-	15	46	167	404	874	1674	2927	4260	4920



Приложение 5. Характеристики паровых турбин для промышленно-отопительных ТЭЦ

Тип турбины	Электрическая мощность, МВт	Начальные параметры пара	Расход пара на турбину, кг/с	Номинальная нагрузка отбора	Нагрузка встроенного пучка, МВт
	Ном-ная	Макс	Давление, МПа	Температура, 0С	Ном-ная	Макс	Производственного, кг/с	Отопительного, МВт	МВт
Т-50/60-130	50	60	13	555	66,7	69,7	-	105	6
Т-110/120-130	110	120	13	555	133	135	-	205	10
Т-185/220-130	185	220	13	555	218	225	-	325	12
ПТ-60/75-130/13	60	75	13	555	97,5	107,5	38,9	61,5	5
ПТ-80/100-130/15	80	100	13	555	124	131	51,4	79	10
ПТ-140/165-130/15	140	160	13	555	205	211	93	134	12
Р-50-130/13	50	60	13	555	103	133	92	-	-
Р-100-130/15	105	107	13	555	218	225	185	-	-



Приложение 6. Характеристики паровых котлов для промышленно-отопительных ТЭЦ

Тип котла	Номинальная паропроизводительность, кг/с	Параметры пара	Температура питательной воды,0С	Топливо	КПД брутто, %
		Давление, МПа	Температура,0С
Е-500-140-ГМН	139	14	560	230	Газ, мазут	91,4…94,4
Е-500-140	139	14	560	230	Уголь	92,5
Е-480-140 ГМН	133,3	14	560	230	Газ, мазут	92,1…92,9
Е-420-140 ГМ	116,7	14	560	230	Газ, мазут	93,5…94,7
Е-420-140	116,7	14	560	230	Бурые и камен. угли	91,7…92,1
Е-320-140 ГМ	88,9	14	560	230	Газ, мазут	93,8
Е-320-140	88,9	14	560	230	Бурые и камен. угли	90,0…91,6



Приложение 7. Характеристики пиковых водогрейных котлов

Номинальная величина	Тип котла	Топливо
	КВ-ГМ-180	КВ-ГМ-100	КВ-ТК-100
	Газ	Мазут	Газ	Мазут	Бурый уголь	Каменный уголь
						Экибастузский	Кузнецкий
Теплопроизводительность, МВт	209	209	116	116	116	116	116
Температура воды, 0С
На входе	110	110	110	110	110	110	110
На выходе	150	150	150	150	150	150	150
КПД котла, %	92,4	89,5	92,5	91,3	88,2	88,7	90,9

32

Приложение 8. Состав и характеристики оборудования ТЭЦ

Состав и характеристики оборудования ТЭЦ
Оборудование	Тип	Количество	Расход пара (кг/с)	Номинальная нагрузка	Тепло-производит. (МВт)	Электрич. мощность NЭ (МВт)
			Номинальн.	Максимальн.	Производственного отбора (кг/с)	Отопительного отбора (МВт)	Встроенного пучка (МВт)		Номинальн.	Максимальн.
Турбина	ПТ-140/165-130/15	1	205	211	93	134	12		140	160
Турбина	Р-100-130/15	1	218	225	185				105	107
Котел энергетический	Е-500-140-ГМН	7	139
РОУ (редукционно-охладит. установка)	РОУ	1	56,52
Котел водогрейный (теплопроизв, МВт)	КВ-ГМ-180	1						209

Размещено на Allbest.ru