1 – электрический генератор; 2 – паровая турбина; 3 – пульт управления; 4 – деаэратор; 5 и 6 – бункеры; 7 – сепаратор; 8 – циклон; 9 – котел; 10 – поверхность нагрева (теплообменник); 11 – дымовая труба; 12 – дробильное помещение; 13 – склад резервного топлива; 14 – вагон; 15 – разгрузочное устройство; 16 – конвейер; 17 – дымосос; 18 – канал; 19 – золоуловитель; 20 – вентилятор; 21 – топка; 22 – мельница; 23 – насосная станция; 24 – источник воды; 25 – циркуляционный насос; 26 – регенеративный подогреватель высокого давления; 27 – питательный насос; 28 – конденсатор; 29 – установка химической очистки воды; 30 – повышающий трансформатор; 31 – регенеративный подогреватель низкого давления; 32 – конденсатный насос.
На схеме, представленной ниже, отображен состав основного оборудования тепловой электрической станции и взаимосвязь ее систем. По этой схеме можно проследить общую последовательность технологических процессов протекающих на ТЭС.
Обозначения на схеме ТЭС:
- Топливное хозяйство;
- подготовка топлива;
- промежуточный пароперегреватель;
- часть высокого давления (ЧВД или ЦВД);
- часть низкого давления (ЧНД или ЦНД);
- электрический генератор;
- трансформатор собственных нужд;
- трансформатор связи;
- главное распределительное устройство;
- конденсатный насос;
- циркуляционный насос;
- источник водоснабжения (например, река);
- (ПНД);
- водоподготовительная установка (ВПУ);
- потребитель тепловой энергии;
- насос обратного конденсата;
- деаэратор;
- питательный насос;
- (ПВД);
- шлакозолоудаление;
- золоотвал;
- дымосос (ДС);
- дымовая труба;
- дутьевой вентилятов (ДВ);
- золоуловитель.
Описание технологической схемы ТЭС:
Обобщая все вышеописанное, получаем состав тепловой электростанции:
- топливное хозяйство и система подготовки топлива;
- котельная установка: совокупность самого котла и вспомогательного оборудования;
- турбинная установка: паровая турбина и ее вспомогательное оборудование;
- установка водоподготовки и конденсатоочистки;
- система технического водоснабжения;
- система золошлокоудаления (для ТЭС, работающих, на твердом топливе);
- электротехническое оборудование и система управления электрооборудованием.
Топливное хозяйство в зависимости от вида используемого на станции топлива включает приемно-разгрузочное устройство, транспортные механизмы, топливные склады твердого и жидкого топлива, устройства для предвари-тельной подготовки топлива (дробильные установки для угля). В состав ма-зутного хозяйства входят также насосы для перекачки мазута, подогреватели мазута, фильтры.
Подготовка твердого топлива к сжиганию состоит из размола и сушки его в пылеприготовительной установке, а подготовка мазута заключается в его подогреве, очистке от механических примесей, иногда в обработке спецприсадками. С газовым топливом все проще. Подготовка газового топлива сводится в основном к регулированию давления газа перед горелками котла.
Необходимый для горения топлива воздух подается в топочное пространство котла дутьевыми вентиляторами (ДВ). Продукты сгорания топлива — дымовые газы — отсасываются дымососами (ДС) и отводятся через дымовые трубы в атмосферу. Совокупность каналов (воздуховодов и газоходов) и различных элементов оборудования, по которым проходит воздух и дымовые газы, образует газовоздушный тракт тепловой электростанции (теплоцентрали). Входящие в его состав дымососы, дымовая труба и дутьевые вентиляторы составляют тягодутьевую установку. В зоне горения топлива входящие в его состав негорючие (минеральные) примеси претерпевают химико-физические превращения и удаляются из котла частично в виде шлака, а значительная их часть выносится дымовыми газами в виде мелких частиц золы. Для защиты атмосферного воздуха от выбросов золы перед дымососами (для предотвращения их золового износа) устанавливают золоуловители.
Шлак и уловленная зола удаляются обычно гидравлическим способом на золоотвалы.
При сжигании мазута и газа золоуловители не устанавливаются.
При сжигании топлива химически связанная энергия превращается в тепловую. В результате образуются продукты сгорания, которые в поверхностях нагрева котла отдают теплоту воде и образующемуся из нее пару.
Совокупность оборудования, отдельных его элементов, трубопроводов, по которым движутся вода и пар, образуют пароводяной тракт станции.
В котле вода нагревается до температуры насыщения, испаряется, а образующийся из кипящей котловой воды насыщенный пар перегревается. Из котла перегретый пар направляется по трубопроводам в турбину, где его тепловая энергия превращается в механическую, передаваемую на вал турбины. Отработавший в турбине пар поступает в конденсатор, отдает теплоту охлаждающей воде и конденсируется.
На современных ТЭС и ТЭЦ с агрегатами единичной мощностью 200 МВт и выше применяют промежуточный перегрев пара. В этом случае турбина имеет две части: часть высокого и часть низкого давления. Отработавший в части высокого давления турбины пар направляется в промежуточный перегреватель, где к нему дополнительно подводится теплота. Далее пар возвращается в турбину (в часть низкого давления) и из нее поступает в конденсатор. Промежуточный перегрев пара увеличивает КПД турбинной установки и повышает надежность ее работы.
Из конденсатора конденсат откачивается конденсационным насосом и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор. Здесь он нагревается паром до температуры насыщения, при этом из него выделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота для предотвращения коррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной, насосом подается через подогреватели высокого давления (ПВД) в котел.
Конденсат в ПНД и деаэраторе, а также питательная вода в ПВД подогреваются паром, отбираемым из турбины. Такой способ подогрева означает возврат (регенерацию) теплоты в цикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшается поступление пара в конденсатор, а следовательно, и количество теплоты, передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбинной установки.
Совокупность элементов, обеспечивающих конденсаторы охлаждающей водой, называется системой технического водоснабжения. К ней относятся: источник водоснабжения (река, водохранилище, башенный охладитель — градирня), циркуляционный насос, подводящие и отводящие водоводы. В конденсаторе охлаждаемой воде передается примерно 55% теплоты пара, поступающего в турбину; эта часть теплоты не используется для выработки электроэнергии и бесполезно пропадает.
Эти потери значительно уменьшаются, если отбирать из турбины частично отработавший пар и его теплоту использовать для технологических нужд промышленных предприятий или подогрева воды на отопление и горячее водоснабжение. Таким образом, станция становится теплоэлектроцентралью (ТЭЦ), обеспечивающей комбинированную выработку электрической и тепловой энергии. На ТЭЦ устанавливаются специальные турбины с отбором пара — так называемые теплофикационные. Конденсат пара, отданного тепловому потребителю, возвращается на ТЭЦ насосом обратного конденсата.
На ТЭС существуют внутренние потери пара и конденсата, обусловленные неполной герметичностью пароводяного тракта, а также невозвратным расходом пара и конденсата на технические нужды станции. Они составляют приблизительно 1 — 1,5% от общего расхода пара на турбины.
На ТЭЦ могут быть и внешние потери пара и конденсата, связанные с отпуском теплоты промышленным потребителям. В среднем они составляют 35 — 50%. Внутренние и внешние потери пара и конденсата восполняются предварительно обработанной в водоподготавливающей установке добавочной водой.
Таким образом, питательная вода котлов представляет собой смесь турбинного конденсата и добавочной воды.
Электротехническое хозяйство станции включает электрический генератор, трансформатор связи, главное распределительное устройство, систему электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд.
Система управления осуществляет сбор и обработку информации о ходе технологического процесса и состоянии оборудования, автоматическое и дистанционное управление механизмами и регулирование основных процессов, автоматическую защиту оборудования.
Определение расхода пара в голову турбины
где к рег? коэффициент регенерации, для заданной турбины принимаем равным 1,1;
Соответственно коэффициенты сетевых отборов.
Электрическая мощность ТЭЦ, кВт;
Соответственно энтальпии пара на входе и выходе из турбины, кДж/кг;
Механический КПД и КПД генератора соответственно
Коэффициенты недовыработки регулируемых отборов равны:
Расходы пара на сетевой подогреватель Д Т рассчитываются по выражениям:
где Д Т? расход отборного пара в сетевой подогреватель, кг/с;
Соответственно энтальпия пара и конденсата седьмого отбора, идущего на теплофикационные нужды, кДж/кг;
Коэффициент потерь, принимаем равным 0,99.
2. Расчет расходов пара на утечки, уплотнения
Расходы пара на утечки, уплотнения, эжектор определяются из соотношений:
D ут = 0,01 D о, D эж = 0,005 D о, D уп = 0,02 D о,
где D ут? расход пара на утечки, кг/с;
D уп? расход пара, поступающего из уплотнений, кг/с;
D эж? расход пара на эжекторы, кг/с.
На рисунке 6 показана схема утечек пара и направления потоков продувочной и питательной воды.
Рисунок 6. Схема утечек.
D ут = 0,01· 32= 0.32кг/с,
D эж = 0,005· 32=0.16кг/с,
D уп = 0,02· 32=0.64кг/с.
Выработка перегретого пара котлом вычисляется по формуле:
Количество продувочной и питательной воды:
3. Расчёт расширителя непрерывной продувки (РНП)
Расчет расширителя непрерывной продувки производится путем решения системы уравнений:
где h б, h с, - энтальпия кипящей воды из барабана котла, сухого пара и кипящей воды при давлении в расширителе, кДж/кг;
Расход кипящей воды, кг/с;
Расход сепарируемого пара, кг/с.
На рисунке 7 приведена схема РНП.
Рисунок 7. Схема РНП
Давление в барабане котла
P б =(1,1ч1,15)·P ПЕ =1,1·9=10 МПа.
h б = 1432,3 кДж/кг.
При давлении в расширителе 0,5 МПа h с = 2756,4 кДж/кг,
670,7 кДж/кг.
Преобразовывая систему уравнений (18), получаем:
4. Расчёт химически очищенной воды (ХОВ) и подогревателя химически очищенной воды (ПХОВ)
Количество химически очищенной воды из цеха ХВО:
где - потери воды в тепловых сетях, кг/с;
Доля возврата конденсата с промышленного предприятия, из задания принимаем её равной 0,85.
Рисунок 8. Схема ПХОВ
Потери воды в тепловых сетях определяются соотношением:
5. Расчет охладителя ОХ
Уравнения теплового баланса:
где? температура дренажа;
Температура воды при входе ОХ
6. Расчет деаэратора добавочной воды
Деаэратор - теплообменник смешивающего типа, поэтому для его расчёта следует составить и решить два уравнения - материального и теплового балансов.
где? расход конденсата после атмосферного деаэратора, кг/с;
- ? расход пара из пятого отбора в атмосферный деаэратор, кг/с;
- ? расход возвращаемого с предприятия конденсата, кг/с.
Уравнение теплового баланса:
где? энтальпия конденсата после атмосферного деаэратора,
равная энтальпии кипящей воды при давлении в атмосферном деаэраторе
- (0,12 МПа) , кДж/кг;
- ? энтальпия пара пятого отбора, кДж/кг;
- ? энтальпия возвращаемого с предприятия конденсата, равная произведению теплоёмкости воды на температуру конденсата (принимаем =85 °С) , кДж/кг.
Рисунок 9. Схема атмосферного деаэратора
- 7. Расчёт регенерации питательной воды
- а) Расчёт ПВД№1
Расчёт подогревателей ведём, используя уравнение теплового баланса.
Целью расчёта является определение расходов отборного пара на регенерацию.
Рисунок 10. Схема ПВД№1
Уравнение теплового баланса для ПВД1:
где? расход пара соответствующего отбора в первый подогреватель, кг/с;
- ? энтальпия пара первого отбора, кДж/кг;
- ? энтальпия конденсата при давлении в первом отборе, кДж/кг;
- ? соответственно энтальпии питательной воды после первого и второго подогревателей, кДж/кг.
б) Расчёт ПВД№2
Рисунок 11. Схема ПВД№2
Уравнение теплового баланса для ПВД№2:
где? расход пара соответствующего отбора во второй
подогреватель, кг/с;
- ? энтальпия пара второго отбора, кДж/кг;
- ? энтальпия конденсата при давлении во втором отборе, кДж/кг;
- ? энтальпия питательной воды после третьего подогревателя, кДж/кг.
8. Расчёт деаэратора питательной воды
Рисунок 13. Схема деаэратора питательной воды
Уравнение материального баланса:
где? расход пара из третьего отбора в деаэратор питательной воды, кг/с;
- ? расход конденсата атмосферного деаэратора в деаэратор питательной воды, кг/с;
- ? расход питательной воды до деаэратора, кг/с.
Уравнение теплового баланса:
где? расход питательной воды до деаэратор питательной воды, кг/с;
Энтальпия питательной воды после четвёртого подогревателя, кДж/кг.
Решая совместно уравнения материального и теплового балансов, получаем:
Кг/с,кг/с
- 9. Расчёт ПНД
- а)ПНД№4
Рисунок 14. Схема ПНД№4
Уравнение теплового баланса для ПНД4:
где? расход пара соответствующего отбора в четвёртый
подогреватель, кг/с;
- ? энтальпия пара четвёртого отбора, кДж/кг;
- ? энтальпия конденсата при давлении в четвёртом отборе, кДж/кг;
- ? энтальпия питательной воды после пятого подогревателя, кДж/кг.
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Министерство Образования Республики Молдова
Технический Университет Молдовы
Факультет Энергетики
Кафедра Теплотехники и Менеджмента в Энергетике
Курсовая работа
По курсу "Энергетические установки"
Расчет тепловой схемы ТЭЦ
Кишинев 2005 г.
Введение
Задание на проект
1. Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ
1.1 Выбор турбины
1.2 Теплофикационная установка
1.3 Выбор парогенераторов
2. Составление тепловой схемы ТЭЦ
3. Расчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ
3.1 Основные положения к расчету тепловой схемы
3.2 Расчет сетевых подогревателей
3.3 Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды
3.4 Расчет расширителя продувки предназначенной для сепарации фаз
3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления
3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды
3.7 Расчет деаэратора питательной воды(ДПВ)
3.8 Расчет подогревателей низкого давления
4. Определение характеристик паровой турбины
4.1 Материальный баланс ПТ
4.2 Энергетический баланс паровой турбины
Введение
Все стороны деятельности человечества, в том числе природоохранная деятельность, неразрывно связаны с производством и потреблением энергии, прежде всего электрической. Однако резкий рост темпов развития энергетики, без которого пока что не мыслим научно-технический прогресс, ставит две важнейшие проблемы, от решения которых во многом зависит будущее человечества. Во-первых, это проблема обеспеченности энергетическими ресурсами, во-вторых, проблема влияния энергетики на состояние окружающей среды. Энергетика является одной из самых загрязняющих отраслей народного хозяйства. При неразумном подходе происходит нарушение нормального функционирования всех компонентов биосферы (воздуха, воды, почвы, животного и растительного мира), а в исключительных случаях, подобных Чернобылю, под угрозой оказывается и сама жизнь. Поэтому главным должен стать подход с экологических позиций, учитывающих интересы не только настоящего, но и будущего. Наиболее распространенной в настоящее время является теплоэнергетика, обеспечивающая нашу страну 3/4 всей вырабатываемой энергии. Теплоэнергетика основывается на сжигании различных видов органического топлива нефти, газа, угля, торфа, сланца.
ТЭЦ являются одним из основных загрязнителей атмосферы твёрдыми частицами золы, окислами серы азота, другими веществами, оказывая вредное воздействие на здоровье людей, а также углекислым газом, способствующим возникновению «парникового эффекта». Процесс накопления углекислого газа в атмосфере будет усиливать нежелательную тенденцию в сторону повышения среднегодовой температуры на планете. Основными источниками искусственных аэрозольных загрязнений воздуха также являются ТЭС и ТЭЦ, которые потребляют уголь высокой зольности. Аэрозольные частицы отличаются большим разнообразием химического состава. Чаще всего в их составе обнаруживаются соединения кремния, кальция и углерода, реже - оксиды металлов: железа, магния, марганца, цинка, меди, никеля, свинца, сурьмы, висмута, селена, мышьяка, бериллия, кадмия, хрома, кобальта, молибдена, а также асбест. Еще большее разнообразие свойственно органической пыли, включающей алифатические и ароматические углеводороды соли кислот. Особо большие скопления вредных газообразных и аэрозольных примесей в приземном слое воздуха являются одной из главных причин образования ранее неизвестного в природе фотохимического тумана. Фотохимический туман (смог) представляет собой многокомпонентную смесь газов и аэрозольных частиц первичного и вторичного происхождения.
В состав основных компонентов смога входят озон, оксиды азота и серы, многочисленные органические соединения называемые в совокупности фотооксидантами. Фотохимический смог возникает в результате фотохимических реакций при определенных условиях: наличии в атмосфере высокой концентрации оксидов азота, углеводородов и других загрязнителей, интенсивной солнечной радиации и безветрия или очень слабого обмена воздуха в приземном слое при мощной и в течение не менее суток повышенной инверсии. Смоги нередкое явление над Лондоном, Парижем, Лос-Анджелесом, Нью-Йорком и другими городами Европы и Америки. По своему физиологическому воздействию на организм человека они крайне опасны для дыхательной и кровеносной системы и часто бывают причиной преждевременной смерти городских жителей с ослабленным здоровьем. Последствиями накопления глобальных загрязнителей ТЭЦ в атмосфере являются:
Парниковый эффект;
Разрушение озонового слоя;
Кислотные осадки.
Тепловое загрязнение поверхности водоемов и прибрежных морских акваторий в результате сброса нагретых сточных вод электростанциями и некоторыми промышленными производствами. Сброс нагретых вод во многих случаях обуславливает повышение температуры воды в водоемах на 6-8 градусов Цельсия. Площадь пятен нагретых вод в прибрежных районах может достигать 30 кв. км. Это препятствует водообмену между поверхностным и донным слоем. Растворимость кислорода уменьшается, а потребление его увеличивается, поскольку с ростом температуры усиливается активность аэробных бактерий, разлагающих органические вещества.
Для производства электрической энергии используются природные энергетические ресурсы. В зависимости от вида энергетических ресурсов различают основные типы электростанций: тепловые (ТЭС), гидравлические (ГЭС), атомные (АЭС). Наибольшее распространение в настоящее время имеют ТЭС, на которых в электрическую энергию преобразуется тепловая энергия, выделяемая при сжигании органического топлива- угля, мазута, торфа, газа и др. На ТЭС вырабатывается около 76% всей вырабатываемой электроэнергии. По виду теплового потребителя различают промышленные и отопительные ТЭЦ. Первые сооружаются при промышленных предприятиях и в основном предназначены для снабжения паром и горячей водой технологических процессов. Вторые служат для обеспечения отопительно-вентиляционных и бытовых потребителей. По типу основных агрегатов ТЭЦ подразделяются на П-установки, оборудованные турбинами с противодавлением, и КО-установки, где устанавливаются турбины с регулируемыми отборами пара. Тепловая экономичность ТЭЦ улучшается при повышении начальных параметров пара, снижении давления в отборах турбин, применении многоступенчатого подогрева сетевой воды, увеличении числа часов использования тепловой мощности отборов, ограничении доли конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ.
Улучшению экономических показателей способствуют укрупнение ТЭЦ и увеличение единичной мощности котельных и турбинных агрегатов, блочная компоновка оборудования, а также применение дешевых водогрейных котлов и паровых котлов низкого давления для покрытия кратковременных пиков сезонной и технологической тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения. Использование для централизованного теплоснабжения водогрейных и паровых котлов большой мощности на первых этапах развития теплофикации дает в ряде случаев выигрыш в очередности капиталовложений, позволяя с минимальными затратами на сооружение источника теплоты централизовать теплоснабжение в трех районах, где ввод в действие ТЭЦ отстает по времени от ввода тепловых потребителей. После ввода в действие ТЭЦ эти котлы используются для покрытия пиковой части тепловой нагрузки и резервирования теплоснабжения. Повышению эффективности теплофикации способствует внедрение прогрессивных проектов ТЭЦ повышенной заводской готовности, предусматривающих осуществление строительства путем набора строительно-технологических секций с различными типами турбин и однотипными котлами, что позволяет существенно(на 5-10%) уменьшить удельные капитальные и трудовые затраты на сооружение ТЭЦ и сократить сроки их строительства.
В настоящее время заводы выпускают серийно большой ассортимент высокоэкономичных теплофикационных турбин крупной мощности на высокие (13 МПа) и закритические начальные параметры пара с отопительными(Т) и производственно-относительными (ПТ) отборами, а также с противодавлением (Р) и мощные энергетические котлы для разных видов топлива. В районах, обеспеченных газом как базовым топливом для энергетики, целесообразно в ряде случаев применение ТЭЦ на базе мощных газовых турбин и парогазовых установок. Первая газотурбинная теплофикационная установка сооружена эксплуатируется на Краснодарской ТЭЦ. Этот опыт будет использован при создании последующих газотурбинных ТЭЦ.
Задание на проект
Спроектировать ТЭЦ с электрической мощностью N Э, теплофикационной нагрузкой Q T , промышленной нагрузкой пара D П, давлением промышленного пара Р П с температурой t П при заданном топливе: количество продувки парогенераторов б ПР при возврате конденсатора (100 - б К).
Р П =1.3 МРа;
топливо- газ;
1 . Выбор основного оборудования и составление тепловой схемы ТЭЦ
1.1 Выбор турбины
Выбор паровой турбины ТЭЦ осуществляется в зависимости от электрической мощности ТЭЦ (N Э) и параметров пара промышленного отбора (Р П).
Выбраны 3 турбины / каждая мощностью 50 MW/ типа ПТ-50-90/13. Данный тип турбин обладает следующими технико-экономическими характеритиками:
Номинальная мощность 50МW;
Давление свежего пара 9 МPа;
Температура свежего пара 535? С;
Число нерегулируемых отборов 4;
Параметры пара нерегулируемых отборов 1) 3.8/425 МPа/?C
2) 2.2/357 МPа/?C
3) 0.65/234 МPа/?C
4) 0.37/185 МPа /?C
Температура питательной воды 222 ?С;
Давление отработавшего пара 0.003 МPа;
Расход охлаждающей воды 2.22 m/s;
Производственный отбор пара:
1. давление1.3 МPа;
2. температура 295?С;
3. величина отбора 38.88 kg/s;
Теплофикационный отбор пара:
1. давление1.2-2.5 атм.;
2. температура 104?С;
3. величина отбора 27.77 kg/s;
Расход свежего пара при номинальной нагрузке 93.75 kg/s.
Для расчета тепловой схемы ТЭЦ по технико-экономическим данным строится h-s диаграмма процессa расширения пара в турбине. График выполняется на кальке, наложенной на стандартную h-s диаграмму. По точкам, определяемым давлением и температурой пара перед турбиной в нерегулируемых и регулируемых отборах и давлением отработанного пара.
Значение энтальпии пара в отборах турбины:
Т.0- соответсвует давлению и температуре свежего пара;
Т.0 9/535 h 0 =3473.55 kJ/kg S 0 =6.76935 кJ/(кg? ?С)
T.1-параметры пара нерегулируемых отборов;
Т.1 3.8/425 h 1 =3276.1 kJ/kg S 1 =6.8836 кJ/(кg? ?С)
Т.2- второй нерегулируемый отбор;
Т.2 2.2/357 h 2 =3148.82 kJ/kg S 2 =6.93352 кJ/(кg? ?С)
Т.3 0.65/234 h 3 =2921.42 kJ/kg S 3 =7.07674 кJ/(кg? ?С)
T.4- производственный отбор пара;
Т.4 1.3/295 h 4 =3032.4 kJ/kg S 4 =6.97305 кJ/(кg? ?С)
Т.5- четвертый нерегулируемый отбор;
Т.5 0.37/185 h 5 =2812 kJ/kg S 5 =7.13 кJ/(кg? ?С)
T.6- теплофикационный отбор пара;
Т.6 0.12/104 h 6 =2694.4 kJ/kg S 6 =7.3275 кJ/(кg? ?С)
Последнюю точку К находим по значению Х=0.95 и давлению отработавшего пара 0.003 МPа: hк=2440 кJ/кg.
Рис.1.1. Процесс расширения пара в турбине.
Р 1 =3.8 МPа t 1 =425 ?C h 1 =3276.1 kJ/kg
P 2 =2.2 МPа t 2 =357?C h 2 =3148.82 kJ/kg
P 3 =0.65 МPа t 3 =234?C h 3 =2921.42 kJ/kg
Pп=1.3 МPа tп=295 ?C hп=3032.4 kJ/kg
P 5 =0.37 МPа t 5 =185 ?C h 5 =2812 kJ/kg
P 6 =0.12 МPа t 6 =104 ?C h 6 =2694.4 kJ/kg
Pк=0.003 МPа h К =2440 kJ/kg
1.2 Теплофикационная установка
Теплофикационная установка состоит из основных сетевых подогревателей, работающих от пара теплофикационных отборов турбин и пиковых водогрейных котлов.
Нагрузка, покрываемая теплофикационными отборами турбин, расчитывается по формуле:
где D Т - суммарный расход пара через соответствующие теплофикационные давления всех устанавливаемых турбин, D Т =3?27.77=83.31 кg/s;
h Т - энтальпия пара теплофикационного отбора;
h Т =2694.4 кJ/кg;
hґ - энтальпия конденсата при давлении отбора;
hґ=Ср? t К = 4.19 ? 104=435.76 кJ/кg;
83.31 (2694.4- 435.76)?= 188.17 МW.
Доля покрытий расчетного максимума тепловых нагрузок ТЭЦ из теплофикационных отборов турбин или расчетный коэффициент теплофикации определяется отношением:
Эта часть теплофикационной нагрузки покрывается паровой турбиной. Водогрейными пиковыми котлами должна покрываться тепловая нагрузка:
Qпвк = Qт - = 240-188.17 = 51.83 МW= 44.68 Gcal.
Выбираем из Леонкова таб.4.4 число и марку водогрейных котлов:
котел ПТВМ- 50
Тепловая нагрузка составляет 50 Gcal, причем Qґпвк > Qпвк.
1.3 Выбор парогенераторов
Марку и колличество парогенераторов следует выбирать из Леонкова из табл.4.1 в зависимости от требуемого расхода пара и его параметров.
Выбран парогенератор типа Е - 420-140:
Паропроизводительность - 420 t/ore
Давление пара - 14 MPa
Температура пара - 545? С
Температура питательной воды - 230? С
2 . Составление тепловой схемы ТЭЦ
Тепловая схема станции устанавливает взаимосвязь основных и вспомогательных агрегатов, которые принимают участие в выработке электроэнергии и тепла, отпускаемого внешним потребителем.
Принципиальная схема включает:
1. Основные агрегаты станции (парогенераторы, турбины, водогрейные котлы) с указанием их типа и основных параметров.
2. Регенеративные подогреватели питательной воды.
3. Основные насосы (кондесатные, питательные, сетевые).
4. Деаэраторы питательной и сетевой воды.
5. Узлы подпиток основного цикла станции и теплосети.
6. Узел отпуска тепла внешним потребителем.
Принципиальная тепловая схема изображается обычно как одноагрегатная и однолинейная система.Одинаковые оборудования и линии технологической связи одинакового назначения отражается в схеме условно один раз. Указания по составлению и примеры принципиальных тепловых схем ТЭЦ даны в , , . Элементы принципиальной тепловой схемы располагают на чертеже в определенном порядке. В левом верхнем углу чертежа размещают парогенератор, в правом верхнем турбоагрегат. Остальное оборудование располагается по часовой стрелке вниз и влево от турбоагрегата по ходу рабочего тела.
3. Р асчет принципиальной тепловой схемы ТЭЦ
3.1 Основные пол ожения к расчету тепловой схемы
Расчет тепловой схемы необходим для выбора оборудования и уточнения основного оборудования ТЭЦ, для характеристик оборудования и показателей станций. Его выполняют при максимальных энергетических нагрузках.
Тепловой расчет выполняется в два этапа:
1. составление тепловых балансов сетевых подогревателей и определение расхода пара на основные подогреватели;
2. расчет регенеративных подогревателей низкого давления.
3. 2 Расчет сетевых подогревателей
Рис.3.1. Схема подключения сетевого подогревателя.
По теплофикационной нагрузке и теплофикационному графику теплоносителей (150/70)?С определяется расход сетевой воды, т.е. колличество воды, которое проходит в единицу времени через этот нагреватель:
где Q T ґ=Q T /Z=240/3=80 MW;
C P =4.19- удельная теплоемкость воды.
D C П (h T -hґ)?з= D СВ?C P (t 2 ґ-t 1),
где з=0,960,98- коэффициент сохранения тепла;
hґ=435.76 kJ/kg;
h T =2694.4 kJ/kg.
3.3 Определение расхода пара на турбину и расхода питательной воды
Расход пара на турбину оценивается по диаграммам режимов турбин . Или по формуле:
где k P =1.12- коэффициент регенеративного тепла при давлении свежего пара; определяется по давлению пара, подаваемого на турбину.
Nґ Э =50000 kW;
H i =h 0 -h k =3473.55-2440=1033.55- падение энтальпии в ступенях;
з М =0,98- механический КПД паровой турбины;
з Э =0,995- электрический КПД паровой турбины;
где Jґ П - коэффициент недовыработки электрической мощности из-за произведенного отбора пара;
где Dґп - расход пара, приходящийся на паровую турбину, предназначенную для производства.
где Jґт - коэффициент недовыработки электрической мощности из-за теплофикационного отбора.
Dґт - расход пара в теплофикационном отборе турбин;
Dґт = 27.77 kg/s.
По расходу пара на турбину определяется расход пара котельной (нетто):
где% - коэффициент, учитывающий расход пара на собственные нужды машинного зала;
где= 1% - коэффициент, учитывающий собственные нужды котельной в паре.
Расход питательной воды:
где бпр = 1,5% - коэффициент продувки.
3.4 Расчет расширителя продувки, предназначенной для сепарации фаз
Рис. 3.2. Схема подключения расширителя продувки.
tс - температура при 14 МПа;
hґпр = f(tс=335.1C)=1561.61 (кJ/кg)- энтальпия жидкой фазы;
ts=105?C - температура кипения при 0,12 МPа;
hЅ=f(Р=0,12МPа)= 2683,8 кJ/kg /выбирается из Ривкина/-энтальпия паровой фазы
hґ=f(Р=0,12 МPа) =439,36 кJ/kg - энтальпия жидкой фазы;
DЅпр - расход пара в продувочном устройстве;
Dґпр - расход жидкой фазы;
Dпр - смесь воды и пара из расширителя составим два уравнения:
1. уравнение материального баланса
Dпр= DЅпр + Dґпр;
2. уравнение теплового баланса
Dпр?hґпр? з =DЅпр?hЅ + Dґпр?hґ;
где з= 0,97 ч0,99 - коэффициент сохранения тепла;
DЅпр = Dпр - Dґпр;
1.3?1561.61?0.98=2683.8(1.3- Dґпр)+ Dґпр?439.36
Dґпр = 0.886 кg/s;
DЅпр = 0.414кg/s.
3.5 Расчет регенеративных подогревателей высокого давления
В подогреве высокого давления вода после питательных насосов нагревается до температуры t ПВ, заданной в технико-экономических характеристиках турбины (рис. 3.3)
ts- температура при давлении в ДПВ 0,6 МPа;
hґ 1 , hґ 2 , hґ 3 - энтальпии конденсата из отбора;
hґ 1 = f(P 1 =3.8 МPа)=1072.8 кJ/кg
hґ 2 = f(Р 2 =2.2МPа)=930.9 кJ/кg
hґ 3 = f(Р 3 =0.65МPа)=684.2 кJ/кg.
Dпв- ? ПВД1
D 1 -? h 1 ,P 1 ,t 1
D 1 Й отбор
D 1 +D 2 ЙЙ отбор
ЙЙЙ отбор
D 1 +D 2 +D 3 ДПВ
Рис. 3.3. Схема подключения регенеративных подогревателей высокого давления.
Задачей расчета регенеративных ПВД является определение расходов пара D1,D2,D3, отбираемого из регенеративных отборов пара турбины. Нахождение этих величин осуществляется на основе уравнения теплового баланса каждого подогревателя.
1. Уравнение теплового баланса для ПВД1:
D1(h 1 - hґ 1)? з= Dпв?Cp(tпв-ts)/3
2. Уравнение теплового баланса для ПВД2:
D 2 (h 2 - hґ 2)? з + D 1 (hґ 1 -hґ 2)? з=D ПВ Ср(tпв-ts)/3
D 2 = 3.38 кg/s
3. Уравнение теплового баланса для ПВД3:
D 3 (h3- hґ3)? з+(D 1 +D 2)(hґ2 - hґ3)? з=Dпв?Cp(tпв-ts)/3
3.6 Расчет деаэратора обратного конденсата и добавочной воды
Обычно конденсат, который возвращается с производства, деаэрируется в одной установке с хим. очищенной водой, подаваемой на подпитку основного цикла (ДОК).
Dґпр=0.886кg/s пар продувки
hґ=439.36кJ/кg ПХОВ DЅпр=0.414 кg/s Dт=? tт=104?С Рт=0.12МPа
hЅ=2683.8кJ/кg tк=70?С hт=2694.4кJ/кg
ХОВ Dдок ts=105?С
Рис. 3.4. Схема подключения деаэратора обратного конденсата.
Задачей расчета деаэратора обратного конденсата(ДОК) является нахождение расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора ДТ, и расхода насыщенной жидкости из ДОК-Ддок. Расход конденсата, который возвращается из производства, определяется как:
Расход хим. очищенной воды для подпитки основного цикла станций равен:
86.79(1.5+1)/100+37?50/100+27.77?1.5/100 = =21.08 кg/s,
б УТ = 1% - коэффициент, учитывающий потери сетевой воды;
Для определения конечной температуры хим. очищенной воды составляется уравнение теплового баланса подогревателя хим. очищенной воды (ПХОВ).
(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?tхов)? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов);
tхов=tЅхов+2С;
(Dґпр?hґ+Dґпр?Cp?(tЅхов+2))? з= Dхов?Ср(tЅхов-tґхов);
(0.886?439.36+0.886?4,19?(tЅхов+2))?0.98=21.08?4.19?(tЅхов-25);
tЅхов = 30.77 С;
tхов = 30.77+2=32.77С.
Для расчета расхода пара, отбираемого из теплофикационного отбора, и расхода добавочной воды составляется система уравнений, включающая уравнения материального и теплового баланса деаэратора обратного конденсата(ДОК).
1) Dдок = DЅпр+Dхов+Dт+Dк;
2) (Dхов?СрtЅхов+DЅпр?hЅ+Dт?hт+Dk?tk?Cp)? з = Dдок? hґ;
(21.08?4,19?30.77+0.414?2683.8+2694.4?D Т +18.5?70?4.19)?0.98=
=(39.99+D Т)?439;
D Т = 3.85 кg/s;
Dдок = 39.99+3.85 = 43.85 кg/s.
3.7 Расчет деаэратора питательной воды (ДПВ)
Задачей расчета ДПВ является определение расхода пара, отбираемого из отбора и расхода конденсата.
Рис. 3.5. Схема подключения ДПВ.
Для определения выше перечисленных расходов составляется система уравнений, состоящих из уравнений материального и теплового баланса.
1) Dпв=(D1+D2+D3)+Dдок+;
2) (D 1 +D 2 +D 3)? hґ3 ? з+Dдок? hґдок? з+? h4? з+?hґ? з= Dпв?hґ;
Dпв--Dдок - (D1+D2+D3)=89.99-9.82-43.85-;
9.82?684.2?0.98+43.85?439.36?0.98+(89.99-9.82-43.85-
-)?3032.4?0.98+?666.95?0.98=89.99?666.95
88.99-9.82-43.85-31.65=4.67 kg/s.
3.8 Расчет подогревателей низкого давления
Задачей расчета ПНД является определение расходов пара, отбираемых из отборов турбины, а также расхода конденсата, поступающего из конденсатора турбины.
Для определения расходов пара из отбора турбины составляется уравнение теплового баланса для каждого ПНД.
(D 4 ґ?h 4 +Dґk?Cp(ts-(ts-tk)/3)+Dсп?hґсп)? з = ?Cp?ts+D4?hґ4;
D 5 ?h 5 ? з+D 4 ?hґ 4 ? з+Dґk?Cp(tk+(ts-tk/3))? з=Dґk?Cp(ts-(ts-tk/3))+(D 4 +D 5)?hґ 5 ;
D К =Dґk-(D 4 +D 5 +D 6)=17.94-(2.68+1.79+1.26)=12.21 kg/s.
4. Определение характеристик паровой турбины
4.1 Материальный баланс ПТ
Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения материального баланса ПТ и определение относительного расхождения в расчете расхода пара на паровую турбину.
Уравнение материального баланса паровой турбины:
DЙ+DЙЙ+DЙЙЙ+DЙV+DV+DVЙ+Dk;
DЙ=D 1 =3.64 kg/s;
DЙЙ=D 2 =3.38 kg/s;
DЙЙЙ=D 3 +Dґп=2.8+37=39.8 кg/s;
DЙV=D 4 +=2.68+4.67=7.35 kg/s;
DV=D 5 =1.79 kg/s;
DVЙ=D 6 +Dсп+Dт=1.26+13.71+3.85=18.82 kg/s;
3.64+3.38+39.8+7.35+1.79+18.82+18.5=83.28kg/s;
Относительное расхождение в расчете расхода пара на паровую турбину:
4.2 Энергетический баланс паровой турбины.
Задачей расчета этого параграфа является составление уравнения энергетического баланса и определение относительной ошибки в расчете электрической мощности турбины.
Рт = Do(ho-h 1)+(Do-D 1)(h 1 -h 2)+(Do-D 1 -D 2)(h 2 -h 3)+
+(Do-D 1 -D 2 -D 3 - Dґп)(h 3 -h 4)+(Do-D 1 -D-D 3 --Dґп-D 4)(h 4 -h 5)+
+(Do-D 1 -D 2 -D 3 --Dґп-D 4 -D 5)(h 5 -h 6)+Dk(h 6 -hк);
Р Т =83.28(3473.55-3276.1)+(83.28-3.64)(3276.1-3148.82)+
+(83.28-3.64-3.38)(3148.82-2921.42)+(83.28-3.64-3.38-39.8-37)(2921.42-
3032.4)+(83.28-3.64-3.38-39.8-4.67-37-2.68)(3032.4-2812)+
+(83.28-3.64-3.38-39.8-4.67- 37-2.68-1.79)(2812-2694.4)+
18.5(2694.4-2440)=50704.4 kW.
Номинальная электрическая мощность паровой турбины:
Р Т = Р Т? зм? зэ =50000?0.98?0.995=48755 кW;
Тогда относительное расхождение в расчете электрической мощности паровой турбины равно:
Подобные документы
Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.
курсовая работа , добавлен 10.06.2010
Краткое описание тепловой схемы турбины Т-110/120–130. Типы и схемы включения регенеративных подогревателей. Расчет основных параметров ПВД: греющего пара, питательной воды, расход пара в подогреватель, охладителя пара, а также охладителя конденсата.
курсовая работа , добавлен 02.07.2011
Процесс расширения пара в турбине в h,s-диаграмме. Баланс основных потоков пара и воды. Определение расхода пара на приводную турбину. Расчет сетевой подогревательной установки, деаэратора повышенного давления. Определение тепловой мощности энергоблоков.
курсовая работа , добавлен 09.08.2012
Расчет принципиальной тепловой схемы, построение процесса расширения пара в отсеках турбины. Расчет системы регенеративного подогрева питательной воды. Определение расхода конденсата, работы турбины и насосов. Суммарные потери на лопатку и внутренний КПД.
курсовая работа , добавлен 19.03.2012
Тепловая схема энергоблока. Параметры пара в отборах турбины. Построение процесса в hs-диаграмме. Сводная таблица параметров пара и воды. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Расчет дэаэратора и сетевой установки.
курсовая работа , добавлен 17.09.2012
Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.
курсовая работа , добавлен 05.12.2012
Анализ методов проведения поверочного расчёта тепловой схемы электростанции на базе теплофикационной турбины. Описание конструкции и работы конденсатора КГ-6200-2. Описание принципиальной тепловой схемы теплоцентрали на базе турбоустановки типа Т-100-130.
дипломная работа , добавлен 02.09.2010
Тепловая схема проектируемой теплофикационной установки. Выбор основного оборудования: подогревателей сетевой воды, насосов, трубопроводов, компоновочных решений. Тепловой, проверочный, гидравлический и прочностной расчет сетевых подогревателей.
курсовая работа , добавлен 15.04.2015
Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.
курсовая работа , добавлен 25.12.2012
Расчет процесса расширения и расхода пара на турбину энергоблока. Определение расхода питательной воды на котельный агрегат. Особенности расчета регенеративной схемы, технико-экономических показателей тепловой схемы. Определение расчетной нагрузки.
Введение
Курсовой проект состоит из двух частей: расчета принципиальной тепловой схемы паротурбинной установки (ПТУ) (раздел “Источники теплоснабжения предприятий”) и расчета водяной системы теплоснабжения (раздел “Системы теплоснабжения предприятий”).
Примерно 80 % всей вырабатываемой в мире электроэнергии приходится на ПТУ, в которых в качестве рабочего тела используют водяной пар, совершающий регенеративный цикл, т. е. тепловой цикл с отбором пара на регенеративный подогрев питательной воды в смешивающих или поверхностных подогревателях. Паровая турбина служит для преобразования тепловой энергии пара в механическую (энергию вращения ротора), а затем в электрическую. Экономичность ПТУ зависит от начальных и конечных параметров пара, а также типа применяемых турбин. В соответствии с видом технологической нагрузки на ПТУ используются следующие турбины:
конденсационная без регулируемого отбора пара (К-6-35);
конденсационная с теплофикационным регулируемым отбором пара (Т-6-35);
конденсационная с производственным регулируемым отбором пара (П-6-35/5);
конденсационная с двумя типами регулируемого отбора пара - производственный и теплофикационный (ПТ-50-130/7);
с противодавлением (Р-12-90/13).
Тепловая энергия, выработанная ПТУ, с помощью тепловых сетей передается различным (производственным и непроизводственным) потребителям. Через центральные тепловые пункты (ЦТП) тепло распределяется на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Основная задача отопления заключается в поддержании внутренней температуры помещения на заданном уровне. Для этого необходимо сохранение равновесия между тепловыми потерями и теплопритоками.
Существуют несколько схем подсоединения потребителей горячего водоснабжения к тепловым сетям: зависимая и независимая, параллельная и последовательная, двухступенчатая последовательная и смешанная. Выбор схемы подсоединения зависит от конкретных условий, характерных для данного участка, и определяется некоторыми факторами.
1. Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ
1.1. Описание тепловой схемы промышленной электростанции
Принципиальная тепловая схема ТЭЦ (приложение А) показывает технологическую связь всех основных элементов станции и их роль в технологическом процессе выработки тепла и электрической энергии, определяет направление основных потоков пара, конденсата, питательной воды, а также их параметры.
Обычно элементы тепловой схемы размещают на чертеже в определенной последовательности. Как правило, в верхнем левом углу находится парогенератор (ПГ), имеющий наибольшие рабочие параметры. Остальные элементы располагают по часовой стрелке в порядке снижения, а затем увеличения параметров основного рабочего потока. Следовательно, по трубопроводу высокого давления пар из ПГ (первая фаза) направляется в цилиндр высокого давления (ЦВД) турбины. Часть пара через первый, второй и третий отборы в цилиндре направляется на регенеративный подогрев в подогреватели высокого давления ПВД1-ПВД3 и деаэратор. Из последнего отбора ЦВД одна часть пара (расчетная) идет на производственные нужды (), вторая - поступает в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины. В нем имеется четыре отбора, через которые меньшая часть пара распределяется на подогреватели низкого давления ПНД4-ПНД7, из шестого и седьмого отборов значительная часть пара поступает в сетевые подогреватели СП1, СП2 для поддержания температурного графика в тепловых сетях. Остаток пара, пройдя последнюю ступень ЦНД, направляется в конденсатор.
Конденсатор представляет собой цилиндрический корпус, внутри которого расположены латунные трубки. По ним протекает охлаждающая вода, поступающая в конденсатор обычно при температуре 10-15С. Пар обтекает эти трубки сверху вниз, охлаждается, конденсируется и собирается в нижней части корпуса.
С помощью конденсатного насоса (КН) конденсат проходит эжектор (ЭЖ), где поддерживается глубокий вакуум, далее через сальниковый подогреватель (СП) направляется в подогреватели ПНД7-ПНД4, в которых происходит повышение температуры и давления рабочего потока.
После многоступенчатого подогрева конденсат поступает в активную часть колонки деаэратора, где смешивается с подпиточной водой. Вода, поступающая на деаэрацию, через патрубки вводится в смесительное устройство, расположенное в верхней части колонки. Стекая вниз, она рассеивается в смесительном устройстве, что облегчает выделение газов при ее вскипании. Снизу, навстречу воде, через патрубки деаэрационной колонки подается пар из отбора цилиндра турбины. Насыщенная газами паровоздушная смесь отсасывается через патрубок в верхней части колонки.
Деаэрированная вода поступает в аккумулятор деаэратора, емкость которого служит резервом, и используется в аварийных случаях. Отсюда приготовленная вода самотеком поступает в питательный насос (ПН), который нагнетает ее в подогреватели ПВД3-ПВД1. После трехступенчатого подогрева рабочий поток направляется в котел ПГ.
В практике известны три метода расчета тепловой схемы:
в долях отборов;
по предварительно заданному расходу пара на турбину с последующим уточнением;
по заданному пропуску пара в конденсатор.
В данных указаниях расчет тепловой схемы производится по предварительно заданному расходу пара на турбину только на один режим, соответствующий наибольшей мощности.
1.2 Расчет принципиальной тепловой схемы промышленной электростанции
Предлагаемая схема рассчитывается по исходным данным задания для варианта 56:
Электрическая мощность турбогенератора;
Начальные параметры пара;
Конечное давление пара в конденсаторе;
Часовой расход пара на производственные нужды;
Часовой расход тепла на сетевые подогреватели (на внешнее потребление).
Турбина имеет семь отборов, из них третий, шестой и седьмой регулируемые.
1.2.1 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давлений из отборов турбины
Вторая фаза рабочего потока начинается с конденсатора, температуру которого можно определить по заданному давлению и таблице водяного пара (по давлению). В данном случае - при и. После КН конденсат направляется в эжекторный и сальниковый подогреватели. Для ТЭЦ конденсат в эжекторном подогревателе нагревается до. Исходя из анализа литературных источников температуру подогрева основного потока в СП можно принять равной.
Определение давления в нерегулируемых отборах может производиться исходя из равномерного подогрева конденсата и питательной воды. При таком распределении температуры схема близка к наиболее экономичной. Соответственно весь интервал подогрева конденсата от температуры за СП до температуры питательной воды, поступающей в котел, разбивается примерно на равное число частей по количеству регенеративных отборов, учитывая при этом параметры деаэратора (рисунок 1). Согласно условиям работы типового деаэратора при давлении температура питательной воды на выходе из него должна быть.
Если учесть суммарный подогрев в эжекторном и сальниковом подогревателях, то температура конденсата в одной ступени может определятьс по выражению, С:
где - число ступеней подогревателей низкого давления,
Рисунок 1 - Расчетная тепловая схема ПТУ ТЭЦ
Аналогично определяется температура подогрева питательной воды в одной ступени ПВД, С:
где - температура питательной воды, поступающей в котел ПГ
По результатам данного распределения температуры (рисунок 1), пользуясь данными таблиц свойств воды и водяного пара и (h,s)-диаграммой процесса расширения пара в турбине, составляем сводную таблицу параметров в основных точках схемы (таблицу 1).
Таблица 1
Расчетные параметры пара и воды
|
Наименование величины |
Элементы тепловой схемы |
|||||||||
|
Температура воды перед подогревателем, С |
||||||||||
|
Энтальпия воды перед подогревателем, кДж/кг |
||||||||||
|
Температура воды за подогревателем, С |
||||||||||
|
Энтальпия воды за подогревателем, кДж/кг |
||||||||||
|
Температура конденсата греющего пара, С |
||||||||||
|
Энтальпия конденсата iк, кДж/кг |
||||||||||
|
Давление пара в подогревателе, МПа |
||||||||||
|
Давление в отборах Pотб=1,05Pпод, МПа |
||||||||||
|
Энтальпия пара в отборах, кДж/кг |
||||||||||
|
Используемый теплоперепад, кДж/кг |
1.2.2 Определение расхода пара и питательной воды
Расход пара на турбину может быть определен по аналитической формуле:
где - коэффициент регенеративного подогрева, учитывающий увеличение расхода пара на турбину из отборов. В практике он зависит от конечного значения подогрева питательной воды, количества регенеративных отборов, типа турбины и начальных параметров. В данном случае можно принять
В формуле (3)
Располагаемый тепловой перепад на турбину, кДж/кг,
где - соответственно начальная и конечная энтальпия пара, значения определяются по (h,s)-диаграмме,
Относительный электрический КПД турбогенератора,
Общий внутренний относительный КПД турбины;
Механический КПД турбины;
КПД генератора;
Коэффициент недоиспользования мощности промышленного отбора, кДж/(кгС),
Коэффициент недоиспользования мощности отопительных отборов,
где - используемый турбиной тепловой перепад,
Используемый тепловой перепад производственного и отопительных отборов, принимается из таблицы 1;
Если учесть, что 1 кг пара соответствует (в среднем) 2514 кДж/кг, то производительность отбора, т/ч,
Из-за экономических соображений в практике обычно принято, что из последнего отбора турбины отпускается до 70 % пара от, тогда
Таким образом, расход пара на турбину, т/ч,
Производительность парогенератора определяется по выражению, т/ч:
где - расход пара на собственные нужды, т/ч, обычно принимается 1,2 % от,
Расход питательной воды в котле рассчитывается по формуле, т/ч:
где - расход продувочной воды котлом, т/ч, который составляет 1,5 % от,
1.2.3 Составление тепловых балансов по ПВД и определение расхода пара из отборов турбины
тепловая промышленная электростанция
Согласно схеме, приведенной на рисунке 2 , уравнение теплового баланса подогревателя ПВД1 примет вид:
где - расход пара из первого отбора, т/ч;
Энтальпия пара (табл. 1);
Коэффициент полезного действия подогревателя;
Расход питательной воды;
Энтальпия питательной воды перед котлом (табл. 1);
Энтальпия питательной воды за ПВД2 (табл. 1),
Рисунок 2 - Тепловой баланс ПВД1
Согласно схеме, приведенной на рисунке 3, уравнение теплового баланса подогревателя ПВД2 примет вид:
где - расход пара из второго отбора турбины, т/ч;
Энтальпия пара (табл. 1);
Энтальпия конденсата греющего пара;
Энтальпия питательной воды за ПВД3,
Рисунок 3 - Тепловой баланс ПВД2
Согласно схеме ПВД3, приведенной на рисунок 4, составим уравнение теплового баланса:
где - расход пара из третьего отбора турбины для ПВД3, т/ч;
Энтальпия пара из этого отбора;
Энтальпия греющего конденсата;
Энтальпия питательной воды за деаэратором;
Рисунок 4 - Тепловой баланс ПВД3
1.2.4 Расчет деаэратора
Деаэратор - элемент тепловой схемы, в котором происходит сбор потоков конденсата ПВД, основного конденсата турбины, возвращаемого от промышленных потребителей, греющего пара регенеративного отбора, потока химически очищенной добавочной воды и конденсата из сепараторов непрерывной продувки. Тепловой расчет деаэратора на основании схемы, включает в себя составление и решение уравнений материального и теплового балансов.
1) Материальный баланс деаэратора:
где - общая сумма потерь пара из уплотнений, т/ч, для конденсационной станции она не превышает 1,5 % от, т. е.
Количество выпара из первой ступени сепаратора, т/ч,
где - энтальпия воды в барабане ПГ при (из таблиц насыщенного пара по давлению);
Энтальпия продувочной воды, сливаемой из первой ступени сепаратора в деаэратор;
Теплота парообразования при давлении (из таблиц насыщенного пара по давлению),
Количество пара, поступающего из третьего отбора турбины к деаэратору (определяемое), т/ч;
Количество конденсата основного потока, поступающего в деаэратор (определяемое), т/ч;
Внутристанционные потери конденсата, т/ч, (условно приняты из расчета деаэратора) обычно составляют 1,2 % от, т. е.
После подстановки известных величин получим:
2) Тепловой баланс деаэратора:
где - энтальпия пара третьего отбора турбины, поступающего в колонку деаэратора;
Энтальпия конденсата греющего пара после ПВД3;
Энтальпия сухого насыщенного пара в сепараторе первой ступени;
Энтальпия конденсата после ПНД4.
Подставим значения в уравнение (11):
Решая систему двух уравнений - (9) и (11), получим:
1.2.5 Составление теплового баланса по ПНД
1.2.5.1 Определение расхода пара на ПНД4
Согласно тепловой схеме ПНД4, которая аналогично ПВД1, составим тепловой баланс:
где - расход пара из четвертого отбора турбины, т/ч;
Энтальпия пара;
Энтальпия конденсата греющего пара;
Энтальпия конденсата за подогревателем;
Энтальпия конденсата перед ПНД4.
Преобразуем (12) относительно:
1.2.5.2 Определение расхода пара на ПНД5
Согласно тепловой схеме ПНД5 (рисунок 5) составляем тепловой баланс подогревателя:
где - расход пара из пятого отбора турбины, т/ч;
Энтальпия этого пара;
Энтальпия конденсата греющего пара;
Количество конденсата в ПНД4;
Количество конденсата в ПНД5;
Энтальпия рабочего потока за ПНД5;
Энтальпия рабочего потока перед ПНД5.
После подстановки значений величин в формулу (13) получим:
Следовательно, расход рабочего потока через ПНД5, т/ч:
Рисунок 5 - Тепловой баланс ПВД5
1.2.5.3 Определение количества пара, поступающего в конденсатор
где - расход пара из шестого отбора турбины, т/ч;
Расход пара из седьмого отбора, т/ч;
Расход пара на сальниковый подогреватель, т/ч, от;
Расход пара в эжекторе, который в среднем составляет;
После подстановки значений известных величин выражение (14) примет вид:
Этот поток пара определяет конденсационную мощность турбины.
1.2.5.4 Определение количества конденсата, проходящего через ПНД7
После подстановки получаем:
1.2.5.5 Определение расхода пара через ПНД7
Согласно тепловой схеме ПНД7, которая аналогична ПВД1, составим тепловой баланс:
где - расход пара из седьмого отбора турбины;
Энтальпия пара из отбора;
Энтальпия конденсата;
Энтальпия потока перед подогревателем,
1.2.5.6 Определение расхода пара из шестого отбора турбины
Согласно схеме (рисунок 6) составим тепловой баланс ПНД6:
где - расход пара из шестого отбора турбины;
Энтальпия пара из шестого отбора;
Энтальпия конденсата;
Количество выпара из второй ступени сепаратора, т/ч.
где - расход продувочной воды, поступающей во вторую ступень сепаратора;
Энтальпия продувочной воды, сливаемой из второй ступени сепаратора (из таблиц по давлению);
Теплота парообразования при давлении
Количество конденсата в СП2;
Энтальпия рабочего потока за подогревателем;
Энтальпия потока перед подогревателем.
После преобразования выражения (17) получим:
Следовательно,
Рисунок 6 - Тепловой баланс ПНД6
1.2.6 Определение электрической мощности турбины
Для проверки правильности проведенного расчета определяется внутренняя мощность турбины по выражению, МВт:
где - расход срабатываемого пара, т/ч.
Используемый теплоперепад соответствующего расхода, кДж/кг
Энергетическая мощность турбогенератора для номинального режима, МВт,
где - механический КПД турбины;
КПД генератора.
Как видно из расчета, мощность турбины составляет около 99 % от проектируемой мощности турбогенератора (100 МВт), то есть расхождение мощностей составляет около 5 %, которое не превышает допустимых 10%.
2. Расчет водяной системы теплоснабжения
2.1 Постановка задачи
Транспортировка тепловой энергии от ТЭЦ к потребителям (к жилым домам, общественным, административным и производственным зданиям) является наиболее важным звеном в схеме “источник-транспорт-потребитель”. Правильный расчет тепловой схемы является наиболее ответственным этапом, который будет определять надежность и экономичность системы теплоснабжения в эксплуатации. Обычно в практике применяются различные схемы теплоснабжения. Универсальная схема теплоснабжения, с несколькими потребителями и соответствующими участками представлена на рисунке 7, где условно обозначены: А - микрорайон; Б - жилой дом; В - детский комбинат; Г - учебное заведение; Д - промпредприятие (механические мастерские).
Для приближения системы теплоснабжения к реальной в нее включаются наиболее часто встречающиеся в городе потребители тепла (абоненты). Исходные данные для расчета приведены в таблицы 2 и 3.
Рисунок 7 - Универсальная схема теплоснабжения
Таблица 2
Исходные данные тепловых потребителей
Таблица 3
Длина участков схемы по вариантам, м
|
Номер участка |
|||||||||
График температур - 165/70 С
2.2 Определение расчетного расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение
2.2.1 Расчет для микрорайона А
Поскольку на одного жителя по санитарным нормам приходится жилья из соотношения наружного объема к жилой площади 6:1, поэтому наружный объем жилых зданий района
где 16500 - число жителей, тогда
Количество расчетного тепла, необходимое для отопления микрорайона, определится по формуле:
где - удельная тепловая характеристика здания на отопление, или;
Усредненная расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений. Рассматриваемый микрорайон состоит в основном из жилых, общественных, административных зданий и гостиниц, поэтому;
Наружная температура воздуха для отопления расчетная, для г. Омска принимается согласно;
Коэффициент инфильтрации, учитывающий долю расхода тепла на подогрев наружного воздуха, поступающего через неплотности ограждения. Для жилых и общественных зданий по существующим санитарным нормам он не превышает 3-6 % и поэтому принимается равным нулю.
Для жилых и общественных зданий нового строительства можно определить по укрупненным нормам, в среднем для 4-, 5-этажной застройки и значение изменяется от до 0,47 ;
Принимаем
Расчетная наружная температура для г. Омска, для определения вводится поправочный коэффициент:
Подставляем найденные значения в формулу (21) и определяем отопительную нагрузку для жилых зданий микрорайона А:
Количество тепла, необходимое для общественных (административных) зданий, определяется по формуле:
Коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий;
Расчетная внутренняя температура воздуха общественных зданий.
После подстановки в формулу (22) найденных величин получим:
Определение расчетного расхода тепла на вентиляцию производится по формуле, кДж/ч:
где - удельный расход теплоты на вентиляцию;
Расчетная температура наружная воздуха для проектирования систем вентиляции.
После подстановки известных значений в формулу (23) получим:
Определение среднего расчетного расхода тепла на горячее водоснабжение следует определять по формуле, ГДж/ч:
где - массовая теплоемкость воды;
Число жителей в микрорайоне;
Норма расхода горячей воды для жилых зданий на одного жителя;
Расход горячей воды для общественных зданий на одного жителя;
Нормативная температура горячей воды;
Нормативная температура холодной воды.
После подстановки известных значений в формулу (24) получим:
Максимальное количество тепла на нужды горячего водоснабжения микрорайона А, ГДж/ч
Суммарный расход расчетного тепла на микрорайон А, кДж/ч,
2.2.2 Расчет потребного количества тепла для абонентов Б, В, Г, Д
Для абонентов Б, В, Г, Д расчет проводится аналогично (по формулам (20)-(26)), и конечные результаты оформляют в виде таблицы 4.
Ниже приводится определение составляющих формул (20)-(26) для абонентов Б, В, Г, Д.
Наружный объем детского комбината рассчитывается по выражению,
где 1,2 - коэффициент учитывающий вспомогательные помещения;
m - число посетителей детского сада, чел;
Оптимальное число детей в группе, чел;
Площадь помещений занимаемых одной группой;
Усредненная высота этажа с учетом перекрытия.
Вентиляционную характеристику для этого здания принимаем, расчетная температура внутреннего воздуха, а норму расхода горячей воды - .
Для абонента Г примем наружный объем здания, суммарное контингент Температура воздуха внутри помещения принимается, норма расхода горячей воды согласно, удельный расход теплоты на вентиляцию.
Для промышленного предприятия Д удельные характеристики определяем согласно таблицы 5, а температура воздуха внутри здания;
Таблица 3
Изменение удельных характеристик промпредприятия в зависимости от размеров
Количество работающих в механических мастерских определяется согласно технологии рабочего процесса предприятия и установленным техническим нормам. В данном случае не указан вид деятельности промпредприятия, поэтому число работающих в мастерских можно определить относительно учебного заведения по выражению, чел.:
По нормам расхода горячей воды согласно на одного работающего в смену приходится 11 л/сут.
После подстановки найденных величин в формулы (20)-(26) результаты расчетов сводим в таблицу 4.
Таблица 4
Расчетный расход тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение по абонентам (для А при и -37С)
|
Абонент, ед. измерения |
Заданные параметры |
Вид тепловой нагрузки, ГДж/ч |
||||||
|
Микрорайон А, жителей |
||||||||
|
Жилой дом Б, жителей |
||||||||
|
Детский комбинат В, мест |
||||||||
|
Учебное заведение Г, м3 |
||||||||
|
Пром. предприятие Д, м3 |
||||||||
2.2.3 Построение графика тепловой нагрузки (часовой и годовой) по продолжительности стояния наружной температуры для микрорайона А
Цель построения графика заключается в том, чтобы на основании отдельных тепловых нагрузок научиться определять годовую нагрузку, с последующим расчетом необходимого количества топлива.
Сначала в верхнем левом квадранте (Приложение Б(рисунок А)) строится часовой график тепловых нагрузок. Для этого необходимо определить расход тепла при наружной температуре, поскольку по нормам она считается началом и концом отопительного периода. Расчет проводится по формулам (21) и (23), результаты сводятся в таблицы 4.
В нижнем правом квадранте строится график зависимости, где n - число часов стояния наружной температуры отопительного периода. Составляем таблицу 6 данных о продолжительности стояния температуры наружного воздуха г. Омска в течение отопительного периода.
Таблица 6
Продолжительности стояния наружной температуры
Для облегчения построения годового графика в нижнем левом квадранте проводится вспомогательная прямая переноса значений температуры с оси абсцисс графика
Перенос точек с графика зависимости, с одной стороны, на ось ординат, с другой, через вспомогательную прямую и график на ось абсцисс позволяет определить точки пересечения годового графика тепловой нагрузки.
Находим площадь, ограниченную кривой и осями координат графика: Масштаб оси координат: , оси абсцисс: , тогда масштаб площади графика составит:
Следовательно, годовой отпуск тепла для рассматриваемого микрорайона, Гкал/год,
2.3 Построение температурного графика регулирования от ТЭЦ
Задача температурного регулирования - поддержание в отапливаемых помещениях расчетной внутренней температуры. На вводе абонента принимаем элеваторную схему подмешивания (рисунок 8).
Рисунок 8 - Элеваторная схема подмешивания
Согласно заданию принимаем график температуры: ;
По нормам для жилых и других общественных зданий рекомендуется принимать.
Текущее значение температуры воды в прямом и обратном трубопроводах определяется по формулам:
где - внутренняя расчетная температура отапливаемых помещений;
Средняя расчетная разность температуры в отапливаемом приборе и помещении;
Текущее значение температуры наружного воздуха;
Расчетная наружная температура воздуха.
Расчетная разность температуры в отапливаемом приборе:
Таблица 7
Результаты расчета
|
Параметры |
Текущее изменение параметров °С |
|||||||||||
Расчетная разность температуры прямого и обратного трубопроводов, С:
Результаты расчетов по формулам (29)-(31) сводим в таблицы 7.
По данным таблицы 7 строится температурный график зависимостей, представленный в приложении Б(рисунок Б)
С повышением температура воды в подающем трубопроводе будет снижаться до минимального значения, которое принимается исходя из норм, т. е. при закрытой системе и при открытой системе. Поскольку в тепловых сетях г. Омска используются обе системы, то принимаем. Точка излома температурного графика соответствует - температуре излома наружного воздуха
2.4 Определение расчетного расхода сетевой воды в тепловых сетях
Расчетный расход сетевой воды, т/ч, определяется по формуле:
на отопление -
на вентиляцию-
Расчетный расход сетевой воды на горячее водоснабжение зависит от схемы подсоединения абонентов. Принимаем параллельную закрытую схему подключения абонента с двухступенчатым подогревом холодной воды, для которой:
Температура воды за теплообменником;
tг - температура горячей воды ();
tх - температура холодной воды ();
C - теплоёмкость воды (С=1 ккал/(кгС)).
Максимальный расход воды на горячее водоснабжение определяется по выражению:
Трубопровод к абоненту рассчитывается на максимальный пропуск воды, а магистральный - на средний расход воды.
2.4.1 Определение расхода сетевой воды для микрорайона А
Расход сетевой воды на отопление определяется по формуле (32) и данным таблицы 7, т/ч:
Расчет расхода сетевой воды на вентиляцию производится по формуле (33), данным таблицы 4 и температурного графика (приложение Б), т/ч:
Расчет расхода сетевой воды на горячее водоснабжение производится по формуле (34), данным таблицы 4 и температурного графика (приложение Б), т/ч:
Расчеты сетевой воды для остальных абонентов производятся аналогично, их результаты сводим в таблице 8.
Таблица 8
Результаты расчета сетевой воды по абонентам
|
Вид расхода сетевой воды, т/ч |
|||||||
|
Микрорайон, А |
|||||||
|
Жилой дом, Б |
|||||||
|
Детский комбинат, В |
|||||||
|
Учебное заведение, Г |
|||||||
|
Промышленное предприятие, Д |
2.5 Построение графика расхода сетевой воды в зависимости от наружной температуры
График строится для микрорайона А как наиболее нагруженного участка. Поскольку он разделен на три температурных диапазона, определяем расход сетевой воды для диапазона I, т. е. при по формуле, т/ч:
на отопление -
Расход сетевой воды на вентиляцию
При понижении температура воды, поступающей в калориферы, и расход теплоты увеличиваются, такая взаимосвязь типична для качественного регулирования. Поэтому в диапазоне II расход сетевой воды, т/ч, практически постоянен, т. е.:
Расход сетевой воды на горячее водоснабжение в диапазоне I, т/ч,
По мере понижения температуры наружного воздуха (приложение Б) увеличивается температура воды в прямом трубопроводе, а следовательно, будет уменьшаться и расход сетевой воды через теплообменник ступени II, %. Результаты расчета сведены в таблице 9.
Таблица 9
Определение расхода сетевой воды на горячее водоснабжение
График расхода сетевой воды на микрорайон А приведен в приложение Б.
2.6 Гидравлический расчет тепловой сети
Для проведения гидравлического расчета обычно задаются схемой и профилем тепловой сети(рисунок 9) , а затем выбирают наиболее удаленную точку магистрали и определяют длину магистрали, м:
Рисунок 9 - Расчетная схема тепловых сетей
Поскольку располагаемый напор воды в трубах у абонента изменяется от 15 до 20 м вод. ст., то принимаем, напор, создаваемый станцией,
Определяем удельное падение давления ([мм вод. ст/м]=) для рассматриваемой магистрали по формуле:
где - коэффициент, учитывающий местные сопротивления трубопровода, обычно или 0,5.
Принимаем.
После подстановки значений величин в формулу (40) получим:
По номограмме, принимаем ближайший стандартный диаметр трубы, следовательно, при данном (расчетном) расходе воды (7,5 кг/с) для абонента Б:
Тогда действительное падение давления (напора) на конкретном участке определяется по выражению:
Для пятого участка:
Для остальных участков рассматриваемой магистрали расчеты проводятся аналогично, их результаты сводим в таблицу 10.
Таблица 10
Результаты гидравлического расчета магистрали “ТЭЦ - промпредприятие Д”
|
Номер участка |
Параметры |
|||||||
|
расход W, кг/с |
расчетный диаметр, м |
стандартный диаметр, мм |
удельные потери |
H, м вод. ст. |
||||
По данным таблицы 10 строится пьезометрический график (приложение Б).
2.7 Тепловой расчет теплопровода
2.7.1 Определение тепловых потерь
Для воздушной прокладки трубопровода удельные тепловые потери, отнесенные к одному погонному метру, Вт/пог.м, определяются по формуле:
где t - перепад температуры между теплоносителем и воздухом, С;
R - термическое сопротивление, зависящее от способа прокладки трубопровода, мС/Вт,
где - сопротивление переходу тепла от воды к стенке трубопровода;
Сопротивление стенки трубопровода;
Сопротивление слоя изоляции.
где - коэффициент теплопроводности изоляции;
Наружный диаметр теплопровода (рисунок 10), м;
Внутренний диаметр теплопровода (рисунок 10), м;
Сопротивление переходу тепла от поверхности изоляции к воздуху
где - коэффициент теплообмена от изоляции к окружающей среде, .
Термическое сопротивление переходу тепла от воды к стенке трубы и через ее стенку незначительно по сравнению с термическим сопротивлением изоляции, поэтому и, следовательно, уравнение (41) можно записать в виде:
тогда уравнение (40) примет вид:
где - толщина слоя изоляции, которой задаемся от 20 до 200 мм;
Наружный диаметр изолированного трубопровода,
для участка 1 ;
Среднегодовая разность температуры,
Среднегодовое значение температуры воды в прямом трубопроводе;
Расчетная среднегодовая температура наружного воздуха для города Омска;
Теплопроводность минераловатной изоляции (при средней температуре 100С).
Рисунок 11 - Схему изоляции трубопровода
Согласно графику температуры при среднегодовая температура воды.
где W=4,5 м/с - средняя скорость ветра для города Омска.
После подстановки значений в формулу (47) при =20 мм получим:
Результаты расчетов для разной толщины изоляции сводим в таблице 11.
Таблица 11
Изменение тепловых потерь от толщины изоляции
По данным таблицы 11 строятся графики зависимостей и, представленные на рисунках 12 и 13.
Рисунок 12 - Зависимость термического сопротивления от толщины изоляции
Рисунок 13 - Зависимость удельных тепловых потерь от толщины изоляции
2.7.2 Определение оптимальной (экономичной) толщины изоляции
Выбор толщины изоляции определяется с помощью технико-экономического анализа. Чем больше, тем меньше стоимость тепловых потерь за год, р., определяемая по выражению:
где - удельные замыкающие затраты на тепловые потери.
Стоимость тепловой изоляции на участке теплопровода, р./м, определяется по формуле:
где - длина трубопровода;
Удельная стоимость тепловой изоляции.
С увеличением толщины изоляции стоимость ее возрастает. Экономической оценкой изоляции являются приведенные затраты, минимум которых соответствует оптимальной толщине изоляции. Они определяются по формуле:
где - годовые отчисления от стоимости изоляции в долях от единицы, 1/год;
Нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год.
Таким образом, годовая стоимость тепловых потерь для, р./м:
Стоимость изоляции, р./м:
Приведенные годовые затраты, р./(годм),
Результаты расчетов для других значений толщины изоляции сведены в таблицу 12.
Таблица 12
Изменение приведенных затрат от толщины изоляции
|
изоляции, мм |
Показатели |
||||
По данным таблицы 12 строится график изменения приведенных годовых затрат, зависящих от, представленный на рисунке 14.
По результатам графического анализа следует, что оптимальная толщина изоляции.
Заключение
Энергетическая зависимость нашей области - серьезный недостаток нашей экономики. Поэтому необходимо рациональное и экономичное использование как первичных энергоресурсов, так и вырабатываемой энергии.
В этой ситуации важными задачами являются модернизация систем централизованного теплоснабжения города Омска в направлении расширения допустимой области изменения гидравлических режимов; полноценного использования блокировочных связей между магистралями одной или нескольких ТЭЦ; снижения потерь сетевой воды при авариях на магистральных линиях; обеспечения автономной, независимой от тепловой сети, циркуляции воды в отопительных установках; более широкого использования местного и группового регулирования в дополнение к центральному регулироанию, осуществляемую в источниках теплоснабжения. С последним вопросом связана разработка систем и приборов для регулирования отпуска теплоты.
Одним из основных путей снижения начальных затрат на сооружение тепловых сетей и эксплуатационных расходов по транспорту теплоты является повышение расчетной температуры воды в подающей линии с освоенного и широко применяемого в настоящее время уровня температур 150-170С до 190С и выше. Значительное снижение начальных затрат на транзитный транспорт теплоты в открытых системах теплоснабжения дает переход на однонаправленный (однотруный) транспорт. Актуальной задачей является повышение долговечности стальных трубопроводов подземных тепловых сетей путем их защиты от наружной коррозии. Необходимо продолжить исследования температурно-влажностных режимов подземных теплопроводов в различных климатических и грунтовых условиях и на этой базе усовершенствовать их конструкции.
Важной задачей с точки зрения наиболее рационального сочетания технологических и энергетических процессов и оптимизации энергозатрат является усовершенствование схем и оборудования промышленных теплопотребляющих установок. Для выравнивания теплового графика тепловой нагрузки ТЭЦ представляет интерес использование отработавшей теплоты для выработки холода в эжекционных и абсорбционных холодильных установках, в системах кондиционирования воздуха промышленных предприятий и общественных зданий.
Одними из первоочередных проблем являются разработка и внедрение автоконтроля и автоуправления в крупных тепловых сетях; усовершенствование приборов авторегулирования и защиты, разработка методов и приборов для установления мест утечки теплоносителя до вскрытия канала.
В настоящее время автоматизация не является временной модой: это способ повышения экономичности, сокращения трудозатрат и повышения надежности «старого» оборудования. Реализация проектов нового строительства, реконструкции действующих объектов - это обязательное условие выживания энергетики как самостоятельной отрасли, определяющей успешное развитие других отраслей народного хозяйства и улучшающей быт населения.
Список использованных источников:
1. Сазанов Б.В. и др. Промышленные тепловые электростанции М.: Энергия, 1967.
2. Баженов М.И., Богородский А.С. Расчет тепловой схемы паротурбинной электростанции / МЭИ. М., 1963.
3. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиздат, 1987.
4. Елизаров Д.П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энергия, 1967.
5. Промышленные тепловые электростанции / Под ред. Е.Я. Соколова. М.: Энергия, 1979.
6. Баженов М. И., Богородский А. С. Составление и расчет принципиальной тепловой паротурбинной электростанции / МЭИ. М.: 1984.
7. Сафонов А. П. Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям / ЭАИ. М.: 1968.
8. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергия, 1982.
9. Теплоснабжение. В. Е. Козин, Т. А. Левина и др. / ЗАИ. М.: 1980.
10. Водяные тепловые сети (справочное пособие) / ЗАИ. М.: 1988.
11. Климат Омска / Под ред. Ц. А. Швер, Л.: Гидрометеоиздат, 1980.
12. Вуканович М.П. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Машиностроение, 1967.
13. Блюденов П.Я., Овсянников В.В. Источники и системы теплоснабжения / Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 1998.
14. Источники и системы теплоснабжения предприятий: Методические указания к курсовому проектированию для студентов 3-го и 4-го курсов специальности 10.07 - “Промышленная теплоэнергетика” / П. Я. Блюденов. Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2001.
Подобные документы
Характеристика Ивановской ТЭЦ-2: описание, функциональные особенности и технологический процесс в цехах. Тепловой расчет паровой турбины. Расчет параметров тепловой схемы турбины в теплофикационном режиме с отбором "П" и двухступенчатым отбором "Т".
дипломная работа , добавлен 21.07.2014
Произведение расчетов расходов и параметров теплоносителей (турбины, пара в отборах, греющего пара на входе подогревателя, питательной воды) в системе регенеративного подогрева ПТ-135-130. Геометрические характеристики поверхности теплообмена ПВД-7.
курсовая работа , добавлен 18.04.2010
Назначение регенеративных подогревателей питательной воды. Использование в качестве греющей среды пара промежуточных отборов турбин. Определение и расчет площади поверхности теплообмена подогревателя, количества и длины труб, диаметра корпуса аппарата.
курсовая работа , добавлен 28.03.2010
Описание котельной и ее тепловой схемы, расчет тепловых процессов и тепловой схемы котла. Определение присосов воздуха и коэффициентов избытка воздуха по газоходам, расчет объемов воздуха и продуктов сгорания, потерь теплоты, КПД топки и расхода топлива.
дипломная работа , добавлен 15.04.2010
Расчет тепловой схемы турбоагрегата, величины расхода пара на турбину, регулирующей ступени, диска и лопаток последней ступени. Построение треугольников скоростей ступеней ЦВД. Изучение процесса расширения пара, технических показателей турбоустановки.
курсовая работа , добавлен 04.04.2012
Исследование принципа действия активной многоступенчатой турбины с двумя степенями скорости. Анализ целесообразности создания многоступенчатых турбин. Тепловой расчет паровой турбины с одной активной ступенью. Определение скорости пара в горловине сопла.
контрольная работа , добавлен 09.04.2016
Состав бетонной смеси. Выбор и обоснование режима тепловой обработки. Определение требуемого количества тепловых агрегатов, их размеров и схемы. Составление и расчет уравнения теплового баланса установки. Составление схемы подачи теплоносителя по зонам.
курсовая работа , добавлен 02.05.2016
Расчет и оптимизация цикла газотурбинной установки. Выбор типа компрессора, определение его характеристик и основных размеров методом моделирования; определение оптимальных параметров турбины. Тепловой расчет проточной части турбины по среднему диаметру.
дипломная работа , добавлен 19.03.2012
Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки. Расчет температур сетевой воды. Расчет расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной.
дипломная работа , добавлен 03.10.2008
Методы теплового расчета турбины, выполняемого с целью определения основных размеров и характеристик проточной части: числа и диаметров ступеней, высот их сопловых и рабочих решеток и типов профилей, КПД ступеней, отдельных цилиндров и турбины в целом.
