Размещено на http://www.allbest.ru/

Анотація

Бакалаврська кваліфікаційна робота складається із 72 сторінок розрахунково-пояснювальної записки, трьох аркушів формату А1 та одного аркушу формату А2 графічного матеріалу, виконаного у програмі KOMPAS-3D.

Метою даної бакалаврської кваліфікаційної роботи є вибір оптимальної схеми теплопостачання промислового вузла.

У першому розділі розглядаються найпоширеніші схеми теплопостачання. Провівши їх аналіз, в другому розділі розглядається вибір типу теплової мережі та способу її прокладки. Для вибраної теплової мережі проводиться гідравлічний розрахунок, та вибір схеми розташування теплопроводів.

У четвертому розділі наводиться опис та вибір основного обладнання ТЕЦ. У п'ятому розділі проводиться розрахунок принципової теплової схеми ТЕЦ з турбінами типу ПТ. У шостому розділі йдеться мова про місцеві системи споживачів тепла. У економічній частині виконується техніко-економічне порівняння двох варіантів будівництва джерел електричної та теплової енергії. У розділі охорона праці аналізуються шкідливі виробничі фактори і шляхи їх усунення або максимального зменшення їх впливу.

При виконанні роботи було використано 11 літературних джерел.

Зміст

Вступ

Розділ 1. Схеми теплопостачання

1.1 Розроблення Схем теплопостачання

1.2 Основні принципи енергозабезпечення промислових вузлів.

1.3 Теплова карта району

Розділ 2. Вибір типу теплової мережі та способу прокладки

2.1 Види теплових мереж

2.2 Способи прокладки теплопроводів

2.3 Гідравлічний розрахунок теплової мережі та вибір схеми розташування теплопроводів

Розділ 3. Проектування промислових теплових електростанцій

3.1 Особливості промислових теплових електростанцій

3.2 Розташування на генеральному плані та компонування промислових теплових електростанцій

3.3 Компонування головного корпусу промислової ТЕЦ

Розділ 4. Основне обладнання ТЕЦ

4.1 Вибір типу і потужності турбогенераторів та парових котлів ТЕЦ

4.2 Вибір типу і потужності пікових водогрійних котлів.

Розділ 5. Теплова схема промислової ТЕЦ і її розрахунок

5.1 Загальна характеристика теплових схем

5.2 Опис принципової теплової схеми ТЕЦ з турбінами типу ПТ

5.3 Розрахунок принципової теплової схеми ТЕЦ з турбінами типу ПТ

Розрахунок

Розділ 6. Місцеві системи споживачів тепла

6.1 Види теплоспоживаня і теплоносії

6.2 Опалення

6.3 Кондиціонування повітря

6.4 Гаряче водопостачання

Розділ 7. Техніко-економічне порівняння двох варіантів будівництва джерел електричної і теплової енергії.

Розділ 8. Охорона праці

Висновок

Список літератури

Вступ

Стратегічними цілями розвитку систем теплозабезпечення є надійне, якісне та безпечне постачання теплової енергії галузям економіки і соціальній сфері країни на основі їх технологічної перебудови з переважним використанням комбінованого виробництва теплової та електричної енергії на базі твердих палив, теплових насосів, інших досягнень науково-технічного прогресу, підвищення енергетичної й економічної ефективності та забезпечення екологічних вимог.

Реалізація можливостей науково-технічного прогресу в системах теплопостачання має забезпечити вирішення таких проблем їх технологічного розвитку:

· подальший розвиток виробництва, передачі та розподілу теплової енергії на базі ефективного використання паливних ресурсів і можливостей вітчизняного енергомашинобудування;

· впровадження теплоенергетичного і електротехнічного обладнання, які відповідають вимогам надійності, ефективності і екологічності;

· забезпечення комплексної автоматизації технологічних процесів виробництва, транспортування і розподілу теплової енергії;

· створення інформаційно-керувальних систем теплопостачання.

Система теплопостачання в Україні є досить розвиненою; станом на 2000 р. загальне теплоспоживання дорівнювало 225,8 млн. Гкал, в 2004 р. - 237,1 млн. Гкал. Упродовж останнього десятиріччя споживання теплової енергії скоротилось майже на 45%, що зумовлено скороченням обсягів матеріального виробництва в галузях економіки, зниженням якості послуг централізованого опалення та гарячого водопостачання, зниженням, передусім влітку обсягів водопостачання горячої води споживачам, запровадженням приладів обліку тепла та води в житловому фонді, тощо.

Основними споживачами теплової енергії є житлово-комунальний сектор (44%) та промисловість (35%), інші галузі економіки разом споживають близько 21% тепла.

Потреби споживачів у тепловій енергії забезпечується опалювальними та промислово- опалювальними котельнями, ТЕЦ, квартирними генераторами, джерелами теплових вторинних енергоресурсів, нетрадиційними та відновлюваними джерелами теплової енергії.

На даний час у країні працюють близько 250 ТЕЦ, з яких більше 200 - дрібні відомчі промислові установки. Основним паливом для ТЕЦ є природний газ - 76 - 80%, мазут - 15 - 18% та вугілля - 5 - 6%. Обладнання на більшості ТЕЦ застаріле, не відповідає сучасним екологічним вимогам і нормативам, потребує реконструкції і модернізації.

У тепловому господарстві країни знаходиться понад 100 тис. котелень різного призначення. Переважна більшість із них - це дрібні промислові чи опалювальні автономні котельні.

Значну частку тепла виробляють індивідуальні (поквартирні) генератори (газові, рідинні, твердопаливні котли, побутові печі тощо), утилізаційні установки та інші джерела.

Аналіз та розрахунки показують, що в умовах України, як і в цілому в світі, у період до 2030 року повинні відбутися радикальні зміни в структурі джерел теплопостачання. Основним фактором, що зумовлює ці зміни, стане різке зростання світових цін на природний газ, нафту та нафтопродукти. Тому прогнозується поступове витіснення газових котелень та більшості ТЕЦ, що забезпечують тепер виробництво переважної частки теплової енергії, зазначеними новими технологіями.

Розвиток системи теплопостачання прогнозується здійснювати до 2030 р. за такими напрямами:

· зростання виробництва тепла котельнями до 2015 р. з досягненням максимального обсягу 204,8 млн. Гкал та подальше його зменшення до 85,9 млн. Гкал у 2030 р. через значне подорожчання природного газу;

· збільшення рівня виробництва теплової енергії на теплових та атомних електричних станціях майже в 1,7 раза (з 56,4 млн. Гкал до 93,9 млн. Гкал) з одночасним зменшенням використання природного газу на її виробництво за рахунок збільшення встановленої потужності АЕС, ТЕС та ТЕЦ нових типів на вугіллі та альтернативних видах палива, зниження питомих витрат палива на відпуск теплової енергії;

· постійне нарощування виробництва тепла на базі електричних теплогенераторів (переважно - теплових насосів).

· збільшення виробництва теплової енергії індивідуальними (поквартирними) генераторами в 1,4 рази (з 24,0 млн. Гкал до 33,3 млн. Гкал);

· розширення обсягів виробництва теплової енергії на базі нетрадиційних і відновлюваних джерел енергії, зокрема, шахтного метану, рослинної біомаси, використання когенераційних установок, теплових ВЕР промисловості та побуту.

· зменшення питомих витрат палива на виробництво тепла електростанціями і котельнями на 8% у 2010 р. та на 16% - у 2030 р., що забезпечить економію палива в обсягах 4,25 та 5,9 млн. т у.п. відповідно.

Збільшення комбінованого виробництва тепла і електроенергії з 53,3 млн. Гкал у 2005 р. до 76,0 млн. Гкал у 2030 р., надання економічних преференцій підприємствам, що використовують когенераційні установки.

Протяжність магістральних і розподільчих теплових мереж в Україні (за винятком власних тепломереж промислових підприємств) становить 24,3 тис. км в двотрубному обчисленні.

Втрати тепла в теплових мережах складають від 5 до 32% із середньозваженим відсотком втрат у системах теплозабезпечення близько 14,3%.

Реконструкція теплових мереж з впровадженням попередньоізольованих труб, систем обліку, контрольно-вимірювального обладнання тощо забезпечить зменшення втрати тепла в тепломережах по Україні до 7% у 2030 р., в тому числі в мережах ТЕЦ - до 8% та котельних - до 8,7%, переважно завдяки покращанню їх технологічного стану.

Тепло необхідно для організації сучасних форм опалення, вентиляції, кондиціонування повітря, гарячого водопостачання житлових, громадських і виробничих будівель, для ведення безлічі технологічних процесів і виробництва інших видів енергії.

Теплопостачання включає виробництво, транспортування і розподіл тепла між споживачами. Призначення теплопостачання полягає у створенні можливості широкого і економічного використання тепла.

Теплопостачання робить істотний вплив на різні фактори життя і діяльності людей.

Умови побуту та праці людини. Життя і значною мірою частина трудової діяльності людей протікає в приміщеннях, огороджувальні конструкції яких у певній мірі зменшують коливання температури повітря всередині приміщень. Завдяки теплопостачанню ці коливання утримуються в межах встановлених норм. Теплопостачання забезпечує також гаряче водопостачання, вентиляцію і кондиціонування повітря, необхідні для створення здорових і комфортних умов побуту і праці людей.

Ефективність виробництва та якість продукції. Багато технологічних процеси виробництва потребують підтримки постійних оптимальних температур і вологості повітря в приміщеннях підприємств, що дає можливість значно підвищити вихід продукції (у деяких випадках до 30% і більше) і поліпшити якість виробів. Мікроклімат, необхідний виробничим цехам, створюється системами кондиціонування повітря на базі системи теплопостачання.

Захист навколишнього середовища. Доставка, зберігання і спалювання палива в установках - генераторах тепла є однією з причин забруднення атмосфери. Теплопостачання потрібно організувати з розрахунком нанесення найменшої шкоди навколишньому середовищі. Централізація теплопостачання з розміщенням районного джерела тепла, оснащеного високим димарем та пристроєм для очищення димових газів, в промисловій зоні або поза межами міста дозволяє значно знизити забруднення навколишнього середовища.

Економіка. Вартість тепла є вагомим фактором як у розрахунках собівартості заводської продукції, так і міського і сімейного бюджету. Капіталовкладення, необхідні для системи теплопостачання (джерела тепла, теплових мереж, теплових пунктів і місцевих систем) дуже значні і становлять 10 - 25% загальної вартості будівництва об'єкта.

Вперше централізація теплопостачання була здійснена ??в Локпорті, США в 1877 р. Як теплоносій використовувалася водяна пара. Система обслуговувала кілька кварталів житлових будинків і промислових підприємств від однієї загальної котельні.

Під теплофікацією розуміється здійснення централізованого теплопостачання пари та гарячої води, що отримуються на ТЕЦ при комбінованому виробництві теплової й електричної енергії, У СРСР перша теплофікаційна система почала діяти в Ленінграді від міської ТЕЦ № 3 25 листопада 1924р. Цей день вважається днем ??народження радянської теплофікації.

Централізоване теплопостачання належить до нових галузей техніки і налічує ще багато невирішених і спірних питань. Діючі в країні системи централізованого теплопостачання, незважаючи на деякі недоліки і ще низький рівень автоматизації, телемеханізації і диспетчеризації, зарекомендували себе як системи раціональні, реалізуючі значну економію палива та інших витрат при виробництві та використанні тепла. У зв'язку з економічністю централізованого теплопостачання приділяють його розвитку все більше уваги як в окремих республіках, так і в масштабі всієї країни.

Розділ 1. Схеми теплопостачання

1.1 Розроблення Схем теплопостачання

З метою комплексного розв'язання проблем теплоенерго забезпечення населених пунктів та промислових вузлів розробляють схеми теплопостачання - СТП.

Розроблення СТП фактично є вибором концепції забезпечення теплоенерго ресурсами на тривалу перспективу. СТП розробляються як правило на замовлення органів місцевого самоврядування або відповідного місцевого відомства. СТП підлягають державній експертизі та затвердженні в установленому порядку.

В складі СТП проробляються такі основні питання:

1. Збирання інформації і складання зведених таблиць максимальних годинних витрат тепла на перспективу;

2. Складання теплової карти району;

3. Вибір місця будівництва джерела тепла на плані населеного пункту або промислового вузла;

4. Намічають прокладання магістральних теплових мереж;

5. Вибір теплоносіїв та їх параметрів;

6. Вибір систем теплопостачання (схема приєднання);

7. Гідравлічні розрахунки та п'єзометричні графіки.

В процесі розроблення СТП, особливо щодо вибору джерела теплопостачання, виконують варіантні розрахунки. Оптимальний варіант схеми вибирають по мінімуму розрахункових витрат за умови забезпечення надійності та мінімізації шкідливого впливу на навколишнє середовище.

Алгоритм розроблення схеми теплопостачання промислового вузла:

Обстеження підприємств, що включені в склад промислового вузла, і аналіз проектної документації
Визначення теплопотреби промислового вузла
	Отримання інформації про наявні і запроектовані джерела теплопостачання
Наявних та запроектованих джерел теплопостачання немає		Наявні та запроектовані джерела теплопостачання є
	Розширення наявних джерел теплопостачання з наміром перетворення їх в загальновузлові неможливе
	Можливе використання як індивідуальне джерело тепла в складі промислового вузла		Можливе використання для покриття пікового навантаження		Використання неможливе у зв'язку з фізичним або моральним зносом		Розширення найбільших джерел теплопостачання з наміром перетворення їх в загальновузлові можливе
Проектування нового джерела теплопостачання
Єдине загальновузлове підприємство, що виробляє тепло		Декілька групових котелень
	Техніко-економічне порівняння
	Вибір остаточного варіанту теплопостачання

1.2 Основні принципи енергозабезпечення промислових вузлів

В промисловий вузол входить група підприємств (не менше двох), що розташовуються на одній території з загальними комунікаціями, інженерними спорудами, допоміжними виробництвами і господарствами з можливим кооперуванням основних виробництв, єдиною системою побутового обслуговування працюючих, а також з раціональною архітектурно - планувальною організацією території, що забудовується.

Важливою ознакою промислового вузла є кооперація також по допоміжних та інженерних службах, особливо по об'єктах та мережах тепло- забезпечення. Провідну роль у формуванні промвузлів відіграють територіальні проектні організації.

Розташування підприємств в складі промвузла, як правило, забезпечує високу ефективність. Капітальні витрати знижуються ще в процесі підготовки території під промислове будівництво. За наявними даними, в результаті формування промвузла із 12 підприємств електротехнічної промисловості сумарний обсяг капвкладень скоротився на 15%.

Промислові вузли складаються, як правило, з різних підприємств, що відносяться до різних галузей промисловості. Терміни введення в експлуатацію підприємств вузла не співпадають, а самі вузли формуються з існуючих підприємств, а також з тих, що реконструюються, будуються або тільки проектуються. При виконанні генеральних планів промвузлів в їх межах резервуються вільні площі для розташування в них перспективних підприємств.

При проектуванні ця обставина зумовлює необхідність уважного розгляду існуючої системи теплопостачання, наявних теплоджерел і обов'язкового забезпечення теплом нових підприємств з врахуванням їх термінів введення в експлуатацію і перспектив нарощування потужностей і відповідного рівня тепло споживання.

Визначення навантаження на джерела теплопостачання для забезпечення сантехнічних потреб здійснюється за загально прийнятою методикою. Для покриття технологічних потреб підприємств необхідно мати дані по добових графіках витрат тепла окремо для кожного підприємства і для кожного теплоносія в зимовий та літній періоди. Крім того потрібно знати число днів роботи підприємства протягом року, умови повернення конденсату і допустимість перерв в подачі тепла.

При розрахунку значення максимального теплового технологічного навантаження сумарні теплові навантаження множать на коефіцієнт співпадіння максимумів теплових навантажень окремих підприємств. За відсутності окремих вказівок його приймають рівним 0,9 - при відносно теплоємких підприємствах з безперервним технологічним процесом і приблизно рівномірним графіком споживання (хімічні, нафтопереробні, алюмінієві).

При менш теплоємких виробництвах з нерівномірним графіком споживання - 0,8 (машинобудування, легка промисловість, приладобудування).

При визначенні розрахункової величини теплоспоживання намічених до розташування підприємств використовують дані аналогічних підприємств або укрупнені питомі норми теплоспоживання.

1.3 Теплова карта району

Для розроблення теплової карти використовують такі вихідні матеріали:

1. Мапи міста (району, промислового вузла) в масштабах від 1:2000 до 1:25000

2. Зведена таблиця максимальних годинних витрат тепла на час розроблення та на перспективу 15-20 років в розрізі: опалення і вентиляція, гаряче водопостачання, технологічні потреби.

Для виготовлення теплової карти потрібно:

1. пронумерувати квартали на плані міста

2. на всіх кварталах показати витрати тепла на перспективу.

Величини втрат тепла рекомендується зображати графічним способом у вигляді піктограм. Вказані на тепловій карті витрати тепла визначають протікання теплових навантажень відповідним джерелам тепла.

Розділ 2. Вибір типу теплової мережі та способу прокладки

2.1 Види теплових мереж

Теплові мережі діляться:

- за призначенням:

а) магістральні - від джерела тепла до кварталів населених місць і майданчиків промислових підприємств.

б) розподільчі - від магістральних теплових мереж до вузлових відгалужень окремих будівель.

в) відгалуження до окремих будівель, тобто від розподільчих мереж до вводу в будівлю.

- за взаємними розташуванням джерел тепла і споживачів:

а) радіальні - з радіальною прокладкою магістралей від джерела тепла в райони розташування споживачів. Такі мережі відрізняються простотою і відносною дешевизною, проте у випадку аварії не можуть забезпечити частини абонентів.

б) кільцеві - з прокладанням в район споживачів від джерела двох магістралей, що з'єднуються між собою в районі розташування споживачів. При такому варіанті в кожну з двох віток мережі теплоносій може поступати з двох боків, що дуже важливо на випадок аварії, коли відключається одна з ділянок мережі. При кільцевій схемі система є дорожчою. Ніж при радіальній, тому вона застосовується, коли не допускається,навіть, короткочасне припинення подачі теплоносія.

2.2 Способи прокладки теплопроводів

Теплопроводи повинні бути довговічними ефективним в роботі, тому при їх прокладанні необхідно забезпечити захист від корозії, належну термоізоляцію і відсутність виникнення значних механічних напружень.

Теплопроводи прокладають надземним або підземним способом.

Підземна прокладка здійснюється в прохідних, напівпровідних(зручних для обслуговування) і не прохідних каналах, або без каналів(безканальна прокладка). Теплові мережі можна прокладати і в загальних колекторах, які суміщені з іншими комунікаціями, а також в технічних коридорах підвалів.

Надземна прокладка застосовується в тих випадках, коли через важкі ґрунтові умови (наприклад: вічна мерзлота) неможливо застосовувати підземну прокладку. В цьому випадку труби прокладають на естакадах, низьких опорах і по стінам будівель ззовні і всередині.

Найчастіше теплопроводи прокладають в непрохідних каналах, виконаних,в основному, з залізобетону.

Для дренажу вод, що протікають в каналах, передбачають ухил не менше 0.002.

Дренажні труби прокладають в гравію або щебені. Теплопроводи слід прокладати вище рівня ґрунтових вод, в протилежному випадку дренажні труби необхідно класти на 200-250мм нижче дна каналу.

Прокладання теплопроводів в прохідних каналах забезпечує зручність їх обслуговування і ремонт труби в цьому випадку менше піддається зовнішній корозії, ніж при прокладання в непрохідних каналах. Прохідні канали застосовують при прокладанні великої кількості труб. З метою економії коштів можуть бути використані напівпровідні канали, або прохідні тунелі.

Безканальна прокладка застосовується при відсутності ґрунтових вод, достатньо міцному ґрунті і температурі теплоносія не вище 180 ?С.

Безканальну прокладку не можна застосовувати в сейсмічних районах (7 балів і більше) а також в районах вічної мерзлоти і при просадочних ґрунтах.

При безканальній прокладці повинна бути міцна теплоізоляція, для сприймання тиску ґрунту.

Глибина закладання трубопроводів при безканальній прокладці 0.5-0.7м.

В загальних колекторах теплові мережі можуть прокладатися разом з трубами водопостачання, силовими і освітлювальними кабелями до 35 кВ і кабелями зв'язку.

Не можна прокладати разом в непрохідних каналах і тунелях підприємств разом з кислото проводами легкозаймистими, отруйними і стисненим повітрям вище 1.6 МПа і каналізацією.

При прокладанні теплопроводів для сприйняття температурних вирівнювань застосовують компенсатори, або використовують природні повороти труб. Компенсатори бувають: П-подібні, сальникові, лінзові.

2.3 Гідравлічний розрахунок теплової мережі та вибір схеми розташування теплопроводів

Вихідні дані:

1. Сумарне максимальне навантаження Q= 1010 ГДж/год.

В тому числі:

- навантаження опалення Qоп = 830 ГДж/год.

- гаряче водопостачання Qгв = 180 ГДж/год.

2. Розподіл навантаження за групами споживачів:

І группа = 240 ГДж/год.

= 60 ГДж/год.

ІІ група =590 ГДж/год.

= 120 ГДж/год.

3. Загальна довжина мережі в двотрубному обчисленні - 1000м.

4. Довжина мережі до першої групи споживачів - 600м.

5. Перша група споживачів розташована на геодезичній відмітці +20м. відносно рівня підлоги джерела тепла. Друга група споживачів розташована на відмітці 0м.

6. Обидві групи споживачів включають в себе 5-ти поверхові будівлі з технічними поверхами. Середня висота поверху - 3 м.

Визначення витрат води через ділянки:

Ділянка 1: .

Ділянка 2: .

При визначенні витрат води через 3 і 4 ділянки (зворотня магістраль) треба врахувати відбирання води на ГВП. При визначенні кількості води на ГВП приймаємо, що температура холодної води становить 5 °С.

Ділянка 3: .

Ділянка 4: .

Складаємо розрахункову схему (Рис.2.3.1) теплової магістралі з нанесенням навантажень та довжин.

Рис.2.3.1. Розрахункова схема теплової магістралі

Гідравлічний розрахунок теплової мережі Таблиця2.3.1

Номер розрахун- кової ділянки	Витрата теплоносія G, т/год	Розміри труб, мм	Довжина ділянки, м	Швидкість води, ?,м/с	Втрати тиску
		Умовний діаметр, D	Зовнішний діаметр і товщина стінки, Dзх?	За планом, L	Еквівалентна Місцевим опорам, Le	Приведена довжина Lпр =L+Le
								Питомі ?Рпит,Па/м	Розрахункової ділянки ?Р= ?Рпит·Lпр·10-6, МПа
1	2476.1	700	720х8	600	600	1200	1.84	41.83	0.05
2	1760.1	700	720х8	400	400	800	1.27	19.72	0.016
Разом по прямій магістралі 0.066
3	1319.4	400	426х7	400	280	680	2.88	199.2	0.135
4	1100	400	426х7	600	420	1020	2.39	137.34	0.14
Разом по зворотній магістралі 0.28

За результатами розрахунків будуємо п'єзометричний графік з дотриманням порядку і вимог до побудови.



Рис. 2.3.2. П'єзометричний графік теплової мережі

Розрахунок діаметрів паропроводу та конденсатопроводу

Тиск пари Р = 13ат.

Температура пари t = 275°С

Питомий об'єм пари ?=0.19 м3/кг.

Навантаження Q=345 Гклал.

Величина відбору Dвідб = 115 т/год.

Швидкість пари V = 47 м/c.

.

Вибираємо найближчий стандартний діаметр труби Dy= 700мм.

Питомий об'єм конденсату ?=0.001 м3/кг.

Швидкість конденсату V = 3 м/c.

.

Вибираємо найближчий стандартний діаметр труби Dy =200мм.

На основі отриманих даних, вибираємо підземну прокладку теплової мережі в прохідному каналі(Рис. 2.3.3).

Рис. 2.3.3. Прокладка теплової мережі.

Проведено гідравлічний розрахунок теплової мережі, та вибрано оптимальні діаметри трубопроводів, для надійного теплозапезпечення споживачів. Спосіб прокладки трубопроводів та п'єзометричний графік зображені на Аркуші 1.

Розділ 3. Проектування промислових теплових електростанцій

3.1 Особливості промислових теплових електростанцій

Одними із найважливіших об'єктів теплоенергетики є промислові теплові електростанції. Промисловими називають електростанції, призначені, в основному, для енергопостачання підприємств і прилеглих до них міських і сільських районів. До основного енергетичного обладнання промислових ТЕС відносять парогенератори і турбіни. Основне обладнання, за можливості, потрібно вибирати однотипним, оскільки при цьому забезпечується можливість максимальної індустріалізації будівництва, покращуються умови експлуатації та ремонту.

Особливостями промислових електростанцій є:

1. Двосторонній зв'язок електростанції з основними технологічними агрегатами. Промислові електростанції, зазвичай, є не тільки джерелами електроенергії і тепла для підприємств, але і споживачами горючих відходів виробництва і вторинних енергоресурсів.

2. Об'єднання ряду пристроїв електростанції і підприємства в єдину систему, призначену для виконання аналогічних операцій: загальні паливне господарство, система водопостачання, транспортне господарство, ремонтні майстерні, матеріальні склади, допоміжні служби, побутові споруди (приміщення) для персоналу.

3. Наявність на ряді електростанцій парових турбін для приводу нагнітачів повітря і кисню. Потужні компресори (до 30-35 мВт), призначені для подачі стиснутого повітря в доменні печі, встановлюються на електростанціях металургійних заводів.

Турбокомпресори з турбінним приводом встановлюють тільки на ТЕЦ машинобудівних та хімічних заводів.

3.2 Розташування на генеральному плані та компонування промислових теплових електростанцій

Вибір місця розташування електростанцій є складною технічною і техніко-економічною задачею, розв'язання якої пов'язано з багатьма факторами. Найголовнішими з них є такі:

1. Близькість до споживачів електроенергії і тепла.

2. Забезпеченість паливною базою і близькість до неї. Вугілля, як правило, перевозиться залізницею. Висококалорійні вугілля економічно доцільно транспортувати на великі відстані, транспорт вугілля з великим баластом обмежують, зазвичай, відстанню до 100 км. Природний газ транспортується трубами на тисячі кілометрів, а мазут - залізницею в цистернах теж можна перевозити на далекі відстані.

3. Близькість до джерела водопостачання - один із найважливіших факторів при виборі місця розташування станції. Ця умова особливо важлива для КЕС. Проте для ТЕЦ близькість до джерела водопостачання теж не другорядна. Як правило, на ТЕЦ застосовують градирні або бризкальні басейни. При цьому необхідна подача свіжої води в розмірі 5-10% від її номінальної витрати на конденсатори турбін.

4. Розміри майданчика. Територія повинна бути достатньою для розташування основних і допоміжних споруд. Площа ділянки для промислової електростанції повинна бути 0,01-0,04 га/МВт. Найбільш зручною формою ділянки є прямокутник з відношенням сторін 2:3 або 3:4.

5. Рельєф площадки. Бажано, щоб він мав ухил 0,5-1%. Довжина шляхів, що зв'язують електростанцію із залізницею і автострадою повинна бути не більше 5-10 км. Майданчик має бути незатопляємим з рівнем ґрунтових вод не вище 3-4м від поверхні землі.

Це загальні вимоги до місця розташування електростанції. Проте, місце розташування промислової електростанції визначається розташуванням відповідного промислового комплексу чи вузла. Промислова електростанція повинна розташовуватись в центрі теплових і електричних навантажень.

На підставі досвіду проектування, будівництва і експлуатації промислових електростанцій вироблено низку загальних положень щодо раціонального розташування будівель і споруд на майданчику, яке забезпечує надійну і зручну експлуатацію електростанції при мінімальних витратах на її будівництво.

Відносно найближчого житлового району електростанцію бажано розташовувати з підвітрового боку для панівних вітрів і відділяти від меж житлових районів санітарно-захисними зонами.

Головний корпус електростанції розташовується так, щоб він міг вільно розширюватись в напрямі одного із торців будівлі з врахуванням мінімальної довжини комунікацій охолоджуючої води, мереж теплофікації, виводів ліній електропередач, золопроводів.

Основний в'їзд на територію електростанції організовується з боку постійного торця головного корпусу. Паливне господарство електростанції розташовується зі сторони приміщення парогенераторів.

Водне господарство електростанції - градирні, бризкальні басейни, циркуляційні водоводи та ін. - бажано розташовувати зі сторони машинного залу. Градирні і бризкальні басейни повинні бути на достатній віддалі від відкритої підстанції, паливоподачі твердого палива і основних залізничних колій підприємства, щоб виключити можливість утворення ожеледі взимку на провідниках, обладнанні підстанції та колії, а також зволоження палива.

Будівлі та споруди розташовуються так, щоб забезпечувались нормальні умови їх експлуатації і норми розриву між ними.

До всіх основних будівель і споруд в межах майданчика прокладаються залізничні колії (широкі). Територія ТЕС зв'язується з мережею автомобільних доріг підприємства і повинна мати два в'їзди - основний і запасний. Всередині території автомобільні дороги (шляхи) прокладаються до всіх будівель і споруд.

Вся територія планується так, щоб забезпечити відведення дощових вод.

Коефіцієнт забудови майданчика - відношення площі, зайнятої будівлями і спорудами до загальної площі - повинен складати:

на твердому паливі - 0,5-0,6;

на рідкому і газоподібному - 0,6-0,7.

Більш щільна забудова зменшує витрати на зовнішні комунікації електростанції, шосейні та залізничні шляхи, а також благоустрій майданчика.

3.3 Компонування головного корпусу промислової ТЕЦ

Приміщення для основного і допоміжного обладнання утворюють головну будівлю або головний корпус електростанції. Компоновкою головного корпусу називають взаємне розташування приміщень і встановленого в них обладнання.

До складу головного корпусу входять такі приміщення:

-приміщення, в якому розташовані парогенератори та їх допоміжне устаткування;

-машинний зал, в якому встановлюються турбогенератори з допоміжним устаткуванням, теплофікаційна установка, а також турбонагнітачі для подачі стиснутого повітря до технологічних агрегатів обладнання;

-бункерне відділення, в якому розташовуються бункери твердого палива та обладнання систем пилоприготування. На електростанціях, що працюють на газі і мазуті бункерного відділення немає;

-деаераторне приміщення, яке знаходиться між машинним залом і котельним приміщенням і використовується також для різних допоміжних пристроїв: РОУ, РПВП, щитів керування і т.д.;

-приміщення, в якому розташовуються головний розподільчий пристрій і головний електричний щит керування: на електростанціях середньої і великої потужності ці приміщення можуть виноситися в окрему будівлю.

Крім того на електростанції є службові приміщення, які, як правило, розташовуються в окремій будівлі: керівництво електростанції, лабораторії, майстерні, побутові приміщення.

З метою зменшення площі і об'єму головної будівлі димосмокти, вентилятори, золовловлювачі вугільні циклони і сепаратори встановлюються на відкритому повітрі.

При сприятливих кліматичних умовах на відкритому повітрі встановлюються також парогенератори, деаератори і турбогенератори. Такі компоновки електростанції називають відкритими. Коли турбогенератори встановлюються в приміщенні, а парогенератори (та інше назване обладнання) - на відкритому повітрі, компоновку електростанції називають напіввідкритою.

При компонуванні головного корпусу слід керуватися такими основними положеннями:

1. Компоновка повинна забезпечувати безперебійну і економічну роботу електростанції, високу продуктивність праці, а також безпечні умови роботи експлуатаційного і ремонтного персоналу. Основне та допоміжне устаткування повинно розташовуватись відповідно до послідовності технологічного процесу, при цьому слід, по можливості, скорочувати довжину комунікацій між обладнанням.

2. Компоновка повинна забезпечувати можливість організації швидкого і якісного ремонту основного і допоміжного устаткування. Для цього у виробничих приміщеннях передбачається встановлення підіймально-транспортного обладнання, а також влаштування монтажно-ремонтних прорізів і площадок.

3. Компоновка повинна вимагати мінімально-можливих капітальних витрат, а будівельні конструкції повинні бути придатними для індустріальних методів будівництва і монтажу.

4. Повинен забезпечуватись зручний зв'язок з відповідними підрозділами підприємства в цілому, а розширення електростанції без реконструкції її діючої частини.

Розділ 4. Основне обладнання ТЕЦ

4.1 Вибір типу і потужності турбогенераторів та парових котлів ТЕЦ

Для комбінованого виробництва електричної енергії та тепла застосовуються турбоагрегати: з протитиском і відбором пари для виробничих і опалювальних споживачів типу Р; з регульованим виробничим відбором пари і протитиском типу ПР; конденсаційні турбоагрегати з одним або двома регульованими відборами (опалювальним і виробничим) типів Т і П; конденсаційні турбоагрегати з двома або трьома регульованими відборами пари - виробничим і опалювальним типу ПТ.

Найбільш доцільно застосовувати агрегати з протитиском при постійних протягом року виробничих теплових навантаженнях. Чим стабільніше навантаження, тим більший ефект від застосування таких агрегатів у порівнянні з конденсаційними турбоагрегатами з відбором пари. При змішаному виробничому і опалювальному теплоспоживанні застосовують турбоагрегати з двома регульованими відборами пари типу ПТ.

У данному проекті встановлюються турбіни типу ПТ, а саме ПТ 50-130/13. З такими номінальними характеристиками:

Номінальна потужність: 50000 кВт.

Число відборів, які не регулюються: 5

Температура живильної води: 232 °С.

Розхід води на охолодження: 8000 м3/год.

Виробничий відбір пари:

тиск: Рв= 13 ата.

температура: tв= 275 °С.

велечина відбору: Dв= 115 т/год.

Теплофікаційний відбір пари:

тиск: Pт= 1.2 - 2.5 ата.

температура: tт= 104 °С.

велечина відбору: Dт= 85 т/год.

На ізольованих ТЕЦ турбоагрегати з протитиском можуть встановлюватися для покриття постійної частини теплового графіку, коли зміна теплових навантажень не викликає порушень нормального електрозабезпечення споживачів.

Конденсаційні турбоагрегати з відбором пари забезпечують можливість вироблення електроенергії в межах їх номінальної потужності незалежно від зміни теплових навантажень.

Частина електроенергії може вироблятися в конденсаційному режимі і тому питома витрата палива на електроенергію вище, ніж при таких же умовах на ТЕЦ з протисковими турбінами.

Паровий котел - це основний агрегат теплової електростанції (ТЕС). Робочим тілом у ньому для отримання пари є вода, а теплоносієм служать продукти горіння різних органічних палив. Необхідна теплова потужність парового котла визначається його паропродуктивністю при забезпеченні встановлених температур і робочого тиску перегрітої пари. При цьому в топці котла спалюється розрахункова кількість палива.

Для надійного забезпечення турбогенераторів парою, встановлюємо 4 котли типу БКЗ, а саме БКЗ-320-140. З такими номінальними характеристиками:

Паропродуктивність: Dпп = 315 т/год.

Тиск перегрітої пари Рпп= 13,9 МПа

Температура перегрітої пари tпп= 545оС

Температура живильної води води tжв = 240оС

Одинична потужність і число турбогенераторів на ТЕЦ визначаються її загальною електричною і тепловою потужністю, режимом роботи і перспективами подальшого розширення ТЕЦ. Економічно доцільно встановлювати мінімальну кількість агрегатів максимальної потужності.

Проте, з метою зменшення резервної потужності і покращення режимів роботи доводиться іти на більшу кількість менш потужних агрегатів, на ізольованих ТЕЦ при їх кінцевому розвитку встановлюються три - чотири агрегати.

На ТЕЦ, зв'язаній з енергосистемою, допускається встановлення одного турбоагрегату з протитиском або відбором пари.

4.2 Вибір типу і потужності пікових водогрійних котлів

Одинична продуктивність і кількість котлів для ТЕЦ вибирається з умов безперебійного забезпечення усіх технологічних потреб. При цьому вони повинні бути однакової продуктивності і високо економічними при роботі в умовах прийнятої технологічної схеми електростанції.

Виходячи із вимог безперебійного забезпечення споживачів, на ТЕЦ повинно встановлюватись не менше двох котлів.

Проте, оптимальним, виходячи з мінімуму капітальних витрат при кінцевому розвитку ТЕЦ, як правило, є встановлення трьох-чотирьох агрегатів.

На ТЕЦ з переважаючим опалювальним навантаженням, ?тец.<1 і максимальне споживання тепла перевищує середньозимове на величину, рівну або більшу за продуктивність одного із необхідних парогенераторів, встановлюють пікові водогрійні котли.

На ТЕЦ встановлюється піковийводогрійний котел ПТВМ - 30, який зображений на Аркуші 2. Вони призначені для установки в опалювальних котельнях в якості основного джерела теплопостачання для підігріву води з 70 ° С до 150 ° С.

Котли ПТВМ-30 є прямоточними з П-подібною зімкнутою компоновкою поверхонь нагріву і можуть випускатися в наступних модифікаціях:

ПТВМ-З0М-2 - паливо природний газ

ПТВМ-З0М-4 - паливо природний газ і мазут

ПТВМ-З0МС - паливо природний газ і мазут

Топка котла ПТВМ-30 повністю екранована і обладнана газомазутними пальниками, встановленими один навпроти одного на бічних стінках. Діапазон регулювання навантаження котлів від 30 до 100% від номінальної теплопродуктивності. Зміна теплопродуктивності котлів здійснюється зміною числа працюючих пальників.

Витрата води через котел повинна підтримуватися постійною, при зміні теплового навантаження змінюється різниця температур води на вході і виході з котла.

Конвективні поверхні нагріву котла ПТВМ-30 розташовані в конвективному газоході з бічними стінками, екранованими трубами, розташованими з кроком S = 128 мм, які є колекторами для U-подібних ширм, виконаних з труб O28x3 мм. Ширми встановлені таким чином, що труби утворюють конвективний шаховий пучок. Задня стінка конвективного газоходу екранована трубами.

Якість мережевої та підживлювальної води повинна відповідати вимогам ГОСТ 108030047-81.

Трубна система котла ПТВМ-30М спирається на каркасну раму на висоті 5,14 м.

Технічні характеристики котла ПТВМ-30:

Теплопродуктивність номінальна, МВт - 35

Вид палива - газ / мазут

Робочий тиск води - 2,5 МПа

Температура води на вході - 70° С

Температура води на виході - 150° С

Гідравлічний опір - 0,25 МПа.

Діапазон регулювання теплопродуктивності по відношенню до номінальної - 30-100%

Маса котла розрахункова- 77 550 кг.

Маса трубної системи,- 31 360 кг.

Довжина - 7980 мм.

Ширина - 9100 мм.

Висота - 14 534 мм.

Витрата води - 370 т / год.

Витрата палива - газ - 5200 м3/год., мазут - 4355 кг / год.

Середній термін служби до списання, не менше - 15 років або 75 000 годин

ККД котла при роботі на газі - не менше 92,2%, на мазуті 89,5%

Еквівалентний рівень шуму в зоні обслуговування, не більше - 80 ДБ.

Температура зовнішньої (ізольованої) поверхні нагріву котла - 45 °С

Сумарний аеродинамічний опір при роботі на газі - 255,47 кг/м3., на мазуті - 316,42 кг/м3

Температура вихідних газів при роботі на газі - 150 ° С.,на мазуті - 270 ° С.

Розділ 5. Теплова схема промислової ТЕЦ і її розрахунок

5.1 Загальна характеристика теплових схем

Теплова схема електростанції встановлює взаємозв'язок основних теплосилових агрегатів і апаратів, які беруть участь у виробленні електричної та теплової енергії.

Правильна побудова теплової схеми відіграє велику роль у досягненні високої теплової економічності, оскільки вона визначає всю організацію виробничого процесу станції. Від теплової схеми залежить величина необоротних втрат в різних теплообмінниках від змішування потоків, дроселювання і т.п.

Розрахунком теплової схеми ТЕС, яка зображена на Аркуші 3, визначають витрати потоків пари, води, конденсату у всіх агрегатах, апаратах і трубопроводах, а також параметри цих потоків (температуру, тиск, ентальпію). На основі цих даних здійснюються вибір і розрахунки всього теплового обладнання ТЕЦ, визначаються ККД та інші енергетичні показники станції, потреба в додатковій воді, витрати палива та ін.

Розрізняють принципові і розгорнуті (повні) теплові схеми. Принципова теплова схема графічно відображає в максимально стислій і зрозумілій формі процес вироблення електроенергії і тепла в обсязі, який необхідний для аналізу і розрахунку.

Відповідно, на такій схемі зображується:

-типи і параметри парогенераторів і турбогенераторів;

-схема регенеративного підігріву живильної води, включаючи злив конденсату;

-схема відпуску тепла зовнішнім споживачам;

-дегазація (деаерація) живильної води;

-поповнення витрат робочого тіла;

-використання конденсату, що повертається від виробничих споживачів пари і можливих вторинних енергоресурсів: пари різних параметрів, гарячої води і т.ін.

-схеми підігріву мережної води, підживлення тепломережі, деаерація підживлювальної води;

-сепаратори безперервної продувки парогенераторів, редукційно-охолоджувальні установки (РОУ), охолоджувачі дренажів і випарів з усіма пов'язаними з ними потоками.

Однотипні агрегати на принциповій схемі зображаються один раз незалежно від їх дійсної кількості на ТЕС. Із запірних органів показують тільки ті, які необхідні для зміни виробничого процесу, наприклад, для відключення пікових підігрівачів.

На відміну від принципової розгорнута схема показує повний склад всього теплового устаткування незалежно від однотиповості, включаючи резервні агрегати і апарати, а також всі комунікації з усіма запірними органами та іншою арматурою (зворотні і запобіжні клапани, кондесатовідвідники та ін.).

Подвійні трубопроводи зображуються двома нитками. Розгорнута схема служить підосновою для розроблення робочих креслень і використовується експлуатаційним персоналом в процесі обслуговування устаткування, в т. ч. під час ліквідації аварій.

Рис.5.1.1. Принципова теплова схема ТЕЦ з турбінами типу ПТ

5.2 Опис принципової теплової схеми ТЕЦ з турбінами типу ПТ

Основні елементи схеми:

1. Розширювач;

2. Парогенератор;

3. Підігрівник високого тиску;

4. Циліндр високого тиску;

5. Циліндр середнього тиску;

6. Циліндр низького тиску;

7. Редукційно-охолоджувальна установка;

8. Генератор;

9. Піковий водогрійний котел;

10. Теплофікаціійний споживач;

11. Промисловий споживач;

12. Основний мережевий підігрівник;

13. Мережева помпа;

14. Підживлююча помпа;

15. Конденсатор;

16. Конденсатна помпа;

17. Підігрівник низького тиску;

18. Деаератор;

19. Живильна помпа;

20. Підігрівник сирої води.

Турбіни типу ПТ мають два регульовані відбори пари: верхній відбір П (проми-словий) при тиску 13 ата (0,13 Мпа) і нижній відбір Т при тиску 1,2-2,5 ата (0,12-0,25 Мпа). Ці відбори ділять турбіну умовно на три частини: високого, середнього та низького тисків.

Крім регульованих відборів турбіна обладнана 7 нерегульованими відборами на регенеративний підігрів живильної води. Третій і шостий нерегульовані відбори співпадають з регульованими відборами, відповідно П і Т.

У випадку зупинки турбіни подача пари зовнішнім промисловим споживачам може здійснюватись через редукційно-охолоджувальну установку.

Нагрівання мережної води для теплофікаційних споживачів відбувається в основних мережних підігрівачах, а також у пікових водогрійних котлах.

Система регенеративного підігріву живильної води складається з 3 підігрівачів високого тиску (ПВТ), 4 підігрівачів низького тиску (ПНТ) і деаератора з тиском 6 ата (0,6 Мпа). Злив конденсату з регенеративних підігрівачів-каскадний, через конденсатовідвідники. З третього ПВТ конденсат гріючої пари скидається в деаератор. В деаератор надходить також основний конденсат після четвертого ПНТ, зворотній конденсат від сторонніх споживачів пари, відсепарована пара з розширювача безперервної продувки 1 ступеня, а також попередньо підігріта хімічно очищена вода для поповнення втрат робочого тіла в тепловій схемі.

Процес деаерації води забезпечується подачею пари з третього відбору через редуктор.

Конденсат гріючої пари з основних мережних підігрівачів змішується з основним конденсатом між другим і третім ПНТ.

Для зменшення втрат тепла з продувочною водою в схемі є два розширювачі-пароутворювачі.Відсепарована пара з розширювача 2 ступеня скидається в другий ПНТ, витісняючи частково витрату пари із шостого відбору.

енергозабезпечення промисловий тепловий гідравлічний

5.3 Розрахунок принципової теплової схеми ТЕЦ з турбінами типу ПТ

Вихідні дані

1. Тип станції: ТЕЦ з опалювальним та технологічним навантаженням.

2. Тип турбіни: ПТ-50-130/13.

3. Початкові параметри пари: =127 бар(130 ата), =565 С, =3517 кДж/кг.

4. Тиск пари в конденсаторі: =0,0294 бар (0,03 ата).

5. Внутрішні відносні ККД турбіни (по відсіках):

?=0,8; ?=0,84; ?=0,7.

6. Дроселювання пари в регулюючих клапанах (по відсіках):

?=0,96; ?=0,845; ?=0,7.

7. Електромеханічний ККД турбогенератора: ?=0,96.

8. Тиск пари в регульованих відборах: виробничому - ?в=12,73бар (13 ата), опалювальному-?=1,96 бар (2 ата).

9. Схема відпуску тепла: технологічна пара з виробничого відбору і гаряча вода на опалення від мережної підігрівальної установки, яка складається із основних підігрівачів і пікових водогрійних котлів.

10. Масова витрата пари на зовнішнього споживача: D=100*10 кг/год (27,778 кг/сек).

11. Повернення конденсату з виробництва: Dпк=0,9D(25,0 кг/сек), t=85C.

12. Відпуск тепла на опалення: Q=93*10кВт (80*10 ккал/год).

13. Температурний графік тепломережі в розрахунковому режимі:

?/?=150/70С.

14. Тип котлів: барабанний.

15. Величина продувки котлів: ?=1,5%.

16. Схема використання тепла продувочної води котлів: двоступеневий сепара-тор і підігрів хімочищеної води в поверхневому теплообміннику.

17. Парові власні потреби котельного цеху: ?=1,25% від D

18. Парові власні потреби машинного залу: ?=1,2% від D

(конденсат не втрачається, ентальпію конденсату прийняти рівною ентальпії живильної води на виході з деаератора).

19. Внутрістанційні втрати конденсату (умовно прийняти з деаератора):

?=2,0 % від D.

20. Температура живильної води: tжв=230C.

21. Число відборів пари (включаючи регульовані): 7.

22. Тип деаератора: підвищеного тиску (pд=6 бар).

23. Температура хімочищеної води: t=30С.

24. Нагрів води в сальниковому і ежекторному підігрівачах:

?t =3С.

25. Коефіцієнт корисної дії деаератора,регенеративних і мережного підігрівачів: ?п =0,98.

Принципова схема складена на основі наведених вихідних даних. Значення тисків пари у відборах при розрахунку схеми можна приймати за паспортними даними заводу-виробника турбіни ПТ-50-130/13. Передбачається можливість використання регульованих відборів пари в системі регенерації. Недогрів води в підігрівачах до температури насичення приймається 5-6С.

Для можливості розрахунку схеми спочатку будується процес розширення пари в i,s-діаграмі (рис. 5.3.1.) на підставі заданих початкових і кінцевих параметрів пари, внутрішніх відносних ККД по відсіках турбіни і з врахуванням дроселювання пари в регулюючих клапанах.

Параметри основних елементів схеми Таблиця 5.3.1

Назва величин	Елементи схеми
	ПВТ1	ПВТ2	ПВТ3	Деае- ратор	ПНТ4	ПНТ3	ПНТ2	ПНТ1	Кон- денса- тор
Температура води за підігрівачем, С	230	206	185	158	143,4	128,7	114	70
Ентальпія води за підігрівачем,кДж/кг	990	880	785	666	602	540	478	293
Температура наси- чення, С	236	211,5	190,7	158	149	134	119,6	76	23,8
Тиск пари, бар	31,2	19,6	12,73	5,9	4,63	3,04	1,96	0,402	0,0294
Ентальпія пари, кДж/кг	3190	3095	3004	3004	2850	2780	2710	2580	2330
Ентальпія конденса- ту пари, кДж/кг	1018	905	811	666	628	563	501	318	99,7
Корисний теплопе- репад потоків пари, кДж/кг	327	422	513	513	667	737	807	937	1187

В подальших розрахунках ентальпії пари, води і конденсату позначаються:

i…i ентальпії пари у відборах турбіни (по ходу пари від головної частини до входу в конденсатор);

i…i відповідні ентальпії конденсату гріючої пари;

i,i ентальпії основного конденсату на вході і виході підігрівачів низького тиску (цифрові індекси змінюються від 1 до 4);

i,i ентальпії живильної води на вході і виході підігрівачів високого тиску (цифрові індекси змінюються від 1 до 3).



Рис.5.3.1. Процес розширення пари в турбіні типу ПТ в I,S - координатах.

Розрахунок

1. Теплове навантаження основного мережного підігрівача.

Відбірною парою 1,96 бар можна нагріти воду до температури

?= ?-9,6=119,6-9,6=110С, де 9,6 - прийнята величина недогріву води до температури насичення.

Q=Q()=93·10()=46,5·10 кВт.

Теплове навантаження пікових водогрійних котлів

Q= Q- Q=93·10-46,5·10=46,5·10 кВт.

3. Витрата пари на основний мережний підігрівач. Відбір пари на основний мережний підігрівач співпадає з 6-им регенеративним відбором.

D===21,5 кг/сек=77,4 т/год

4. Коефіцієнт недовироблення потужності парою виробничого відбору:

y===0,568

5. Коефіцієнт недовироблення потужності парою опалювального відбору:

y===0,32

6. Витрата пари на турбіну з врахуванням регенерації. Коефіцієнт регенерації попередньо приймаємо рівним k=1,15.

D = k( +yD +yD)=1,15(+0,568+0,32·21,5)=76,67 кг/сек=276 т/год

7. Витрата пари з парогенератора нетто:

D= D(1+ ?)=276,0(1+0,012)=279,3 т/год

8. Продуктивність парогенератора брутто:

D= ==282,8 т/год

9. Витрати пари на власні потреби машинного залу і парогенератора:

D=0,012·276=3,3т/год=0,915кг/сек.

D= D- D=282,8-279,3=3,5т/год=0,972 кг/сек.

10. Витрата живильної води з врахуванням продувки парогенератора:

W= D(1+)=282,8(1+0,015)=287,0 т/год=79,72 кг/сек.

11. Витрата продувочної води:

D= W-D=287.0-282.8=4.2 т/год.=1,166 кг/сек.

12. Розрахунок сепараторів безперервної продувки.

Позначення:

D,D кількість пари, утвореної в сепараторах 1 і 2 ступенів.

D,D кількість продувочної води після сепараторів 1 і 2 ступенів.

i ентальпія котлової води при тиску в барабані p=137,3 бар.

і,і ентальпії пари, утвореної в сепараторах 1 і 2 ступенів.

i, i ентальпії продувочної води після сепараторів 1 і 2 ступенів.

Матеріальний баланс сепаратора 1ступеня:

D=D+D

Тепловий баланс сепаратора 1ступеня:

D· i= D· і+ D·i

D===0,498 кг/сек.

D = DD=1,1660,498=0,668 кг/сек.

Аналогічно з матеріального і теплового балансів сепаратора 2 ступеня:

D===0,0496 кг/сек.

D= D-D=0,668-0,0496=0,6184 кг/сек.

Випар з другого ступеня сепаратора направляється в ПНТ2, а продувочна вода в підігрівач хімочищеної води, а потім, після її охолодження до 60С в каналізацію.

13. Кількість хімочищеної води, що подається в деаератор:

D=D+D+D+0,1·D=0,6184+0,02·76,67+0,972+0,1·=

= 5,901 кг/сек.

14. Температура хімочищеної води після підігрівача безперервної продувки (на вході в деаератор):

t=30+ =30+=36,2С,

де tі t відповідно: температура продувочної води, яка відповідає етальпії 501 кДж/кг і температура зливної води після підігрівача хімочищеної води.

Розрахунок регенеративної схеми

15. Витрата пари на підігрівач високого тиску №1(ПВТ 1):

D ===4,12 кг/сек.

16. Витрата пари на ПВТ 2 з врахуванням зливу конденсату з ПВТ 1:

D==

=3,316 кг/сек.

17. Розрахунок ентальпії живильної води на вході в ПВТ 3.

Вода після деаератора з ентальпією і=666 кДж/кг надходить до живильного насоса, де за рахунок роботи стиснення нагрівається на величину

і= , де =р-р;

-питомий об'єм води при середньому тиску води в насосі.

Тиск води перед насосом р=6 бар, після насосу