Содержание
Список сокращений.6
Введение…7
1.Расчет тепловых потоков (нагрузок)…8
2.Установление принципиальной схемы присоединения теплообменников ГВС в ЦТП..8
3.Определение расчетной тепловой производительности водоподогревателей отопления и ГВС….9
4.Выбор теплообменников (водоподогревателей) отопления и ГВС.9
5.Гидравлический расчет…12
6.Выбор насосов…..14
Заключение.20
Список литературы21
Приложение 1.22
Приложение 2.25
Приложение 3.29
Приложение 4.31
Приложение 5.32
Графический материал..33
Выдержка из текста работы
Проектирование источников теплоснабжения, теплоподготовительных установок и тепловых сетей должно базироваться, прежде всего, на требованиях, которые предъявляют к ним местные системы потребления тепла. Эти требования относятся как к количествам тепла, которые должны быть подведены к системе в соответствии с графиком потребления ею тепла в суточном и сезонном резервах, так и к необходимым параметрам подводимого теплоносителя, в основным к температуре, в иногда и к давлению его.
От источников централизованного теплоснабжения — ТЭЦ и котельных — могут покрываться только те виды потребления тепла, которые связаны с низкотемпературными и частично со среднетемпературными процессами, примерно до 2500С. Такие процессы характерны, прежде всего, для потребления тепла в коммунально-бытовых целях и в основном связаны с поддержанием заданных нормами санитарно-гигиенических условий во всех жилых, общественных и производственных помещениях, в которых постоянно или периодически находятся люди. Эти условия включают требования к температуре, относительной влажности, скорости движения, а также к чистоте воздуха внутри помещения [1].
Исходные данные
Климатический район — Владивосток.
Параметры свежего пара p0=11,85 МПа, t0=555 єC.
Промышленная паровая нагрузка:
Температура отбираемого пара tпр=150 єС.
Давление отбираемого пара pпр=1,4 МПа.
Давление пара на теплофикацию pот=0,18 МПа.
Электрическая нагрузка Nэ=6,6 МВт.
Расход пара на промышленную нагрузку .
Расход пара на технологические нужды .
Численность населения жилого фонда m=32 тыс. человек.
Объем отапливаемых производственных помещений
Vпр=35,123 тыс. м3.
Температурный график сетевой воды — 110/70 0С/0С.
Топливо — артемовское месторождение угля.
Климатологические характеристики района
Город — Владивосток;
Расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий:
-24 °С;
Расчетная отопительная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий: t = 18 °С;
Расчетная вентиляционная температура: = -16 °С;
Средняя температура воздуха за отопительный сезон: — 4,8°С;
Продолжительность отопительного периода: 201 сут. = 4824 ч.
1. Расчет тепловых нагрузок
1.1 Тепловая нагрузка на отопление
Максимальный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий:
(1.1)
где — удельный тепловой поток, Вт/м2, принимаем 75 Вт/ м2. [7]
F — общая площадь жилых зданий, м2;
K — коэффициент, учитывающий тепловой поток на отопление общественных зданий, при отсутствии данных принимается равным 0,25; [3]
где m — норма жилой площади на одного человека, принимаем m=12 м2/чел.;
S — число жителей.
Средний тепловой поток на отопление для средней tнср за отопительный сезон температуры наружного воздуха:
(1.3)
где — средняя температура наружного воздуха за отопительный период, єС;
1.2 Тепловая нагрузка на вентиляцию
Максимальный тепловой поток на вентиляцию:
где K2 — коэффициент, учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий, принимается для построек после 1985 г. — 0,6. [3]
Средний тепловой поток на вентиляцию для средней температуры воздуха за отопительный сезон:
где — расчетная температура воздуха на вентиляцию.
1.3 Расчетная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение
Средний тепловой поток на горячее водоснабжение (ГВС) зданий:
где m — расчетное число потребителей горячей воды;
a — норма расхода воды на ГВС при температуре 55 єС на одного человека в сутки, приживающего в здании с горячим водоснабжением, принимаемая в зависимости от степени комфортности, л/сут; [3]
b — норма расхода воды на ГВС в общественных зданиях при температуре 55 єС, принимаемая в размере 25 л/сут на 1 человека; [3]
c — удельная изобарная теплоемкость воды, равная 4,187 кДж/(кг •єС);
tх — температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период, принимается равной 5 єС. [3]
Максимальный тепловой поток на ГВС жилых и общественных зданий:
Средний тепловой поток на ГВС в неотопительный (летний) период:
где tз,tл — соответственно температура холодной (водопроводной) воды в отопительный период и неотопительный (летний) период, принимаются 5 єС и 15 єС; [3]
в — коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному периоду, принимаемый для жилищно-коммунального сектора — 0,8. [3]
1.4 Промышленная тепловая нагрузка
Тепловая нагрузка отопления промышленных зданий
Тепловая нагрузка отопления промышленных помещений в режиме самого холодного месяца
где — температура воздуха внутри производственного помещения, оС;
— средняя температура наиболее холодного месяца, оС;
Теплова нагрузка отопления промышленных помещений в средне — отопительном режиме:
где — средняя температура отопительного сезона, оС.
2. Расчет процесса расширения пара в турбине
Технологические и отопительные потребители теплоты используют пар из регулируемых отборов турбин типа ПТ и пар выхлопа турбин противодавления P. Пар на регенеративные подогреватели питательной воды подается из нерегулируемых отборов турбин. В связи с этим параметры пара могут быть определены после построения процессов расширения пара в h-S диаграмме.
Последовательность построения процесса расширения пара в турбине приведена на рисунке 2.1 :
Рис 2.1 — Процесс построения расширения пара в турбинах типа ПТ и Р
По давлению Р0 = 11,5 МПа и температуре t0 = 555 єС перегретого пара перед турбиной находится положение точки 1.
Строится процесс дросселирования пара в стопорном и регулирующих каналах турбины по условию h2 = h1= 3300 кДж/кг; p2=0,9•p1= = 2,7 МПа и находится положение и параметры пара в точке 2.
Построим процесс расширения пара в части высокого давления турбины. Для этого сначала строится процесс изоэнтропного расширения пара до давления в производственном отборе и находятся параметры в точке 3 по условию S3 = S2. Затем из соотношения:
определяем значение
По значению и давлению p3d = p3 = 0,6 МПа определяются положения и параметры пара в точке 3d. Для турбин на средние параметры пара . Изображение процесса расширения в ЧВД получается соединением точек 2 и 3d.
Аналогично строится процесс расширения пара в части точек среднего давления (ЧСД) и части низкого давления (ЧНД) турбины типа ПТ и процесс расширения в турбине типа Р.
Потери давления в регулирующих органах принимаются такими же, как для ЧВД, — равными 10%. Внутренние относительные КПД по проточной части могут быть приняты следующими: [4]
Параметры пара в нерегулируемых отборах находятся по положению точек пересечения изобар, соответствующих давлениям в отборах, и линий расширения пара в турбинах типа ПТ и Р в координатах i-S диаграммы. Точки отбора обозначены следующими буквами:
А — регулируемый производственный отбор;
В — нерегулируемый отбор пара на ПВД1, pВ=0,48 МПа;
С — регулируемый отопительный отбор;
Д — нерегулируемый отбор пара на ПНД, pд=0,085 МПа;
По окончании построения процесса расширения пара в турбине определяются использованный теплоперепад
и коэффициенты недовыработки мощности:
Результаты определения параметров пара в различных точках по проточной части турбин приведены в таблице 2.1.
По данным таблицы 2.2 определяются параметры пара и конденсата в характерных точках схемы. Потери давления в паропроводах от турбин до теплообменных устройств составляют 10 %. Энтальпия конденсата определяется как энтальпия воды в состоянии насыщения при давлении в теплообменнике. Результаты определения параметров пара и конденсата сводятся в таблице 2.2.
Таблица 2.1 — Параметры пара в проточной части турбины и коэффициенты недовыработки мощности
|
Параметр |
Турбина типа ПТ |
Турбина типа Р |
|||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
3д(А) |
4 |
В |
5 |
5д(С) |
6 |
А |
7 |
7д |
8 |
8д |
||
|
p, МПа |
11,5 |
10,1 |
0,6 |
0,6 |
0,52 |
0,48 |
0,1 |
0,12 |
0,089 |
0,085 |
0,003 |
0,003 |
0,2 |
0,2 |
|
|
t, єC |
430 |
427 |
210 |
373 |
372 |
355 |
242 |
254 |
247 |
50 |
42 |
42 |
200 |
230 |
|
|
h, кДж/кг |
3300 |
3300 |
2850 |
3210 |
3210 |
3150 |
2950 |
2980 |
2950 |
2760 |
2580 |
2520 |
2850 |
2930 |
|
|
S, кДж/кг•К |
6,8 |
6,9 |
6,9 |
7,5 |
7 |
7 |
7,1 |
7,12 |
7,2 |
7,4 |
7,2 |
7,5 |
6,9 |
7,1 |
|
|
о |
— |
— |
— |
0,33 |
— |
0,63 |
— |
0,875 |
— |
0,95 |
— |
— |
— |
— |
Таблица 2.2 — Параметры пара и конденсата в характерных точках схемы
|
Параметр |
Теплообменники |
||||||
|
ОУ1 |
ПВД2, ПП |
ПВД1 |
ОУ2 |
ОП,Д, ПД |
ПНД |
||
|
Давление пара в отборе, МПа |
0,6 |
0,6 |
0,48 |
0,2 |
0,092 |
0,085 |
|
|
Энтальпия пара, кДж/кг |
3210 |
3210 |
3150 |
2930 |
2980 |
2760 |
|
|
Давление пара в теплообменном устройстве, МПа |
0,6 |
0,52 |
0,31 |
0,2 |
0,089 |
0,08 |
|
|
Энтальпия конденсата, кДж/кг |
751 |
730 |
675 |
622 |
490 |
325 |
|
|
Температура конденсата, єС |
— |
175 |
142 |
— |
95 |
81 |
На основании таблицы 2.1 построен график расширения пара в турбине (рисунок 2.2)
Рисунок 2.2 — Процесс расширения пара в турбине
3. Определение расхода пара внешними потребителями
3.1 Расход пара на охладительные установки
Расчетная схема охладительной установки и изображенные процессы охлаждения в h-S диаграмме приведены на рисунках 2 и 3.
Рисунок 3.1 — Схема и процесс охлаждения пара в ОУ 1.
Рисунок 3.2 — Схема и процесс охлаждения пара в ОУ 2.
Расход питательной воды на 1 кг пара, поступающего на ОУ1:
где — энтальпия пара в т. А, кДж/кг; — энтальпия конденсата и пара, соответственно при давлении pA, кДж/кг; — доля испаряемой питательной воды (; — энтальпия питательной воды, кДж/кг.
Тогда расход питательной воды составит:
Аналогично для ОУ2:
Расход пара, поступающего на ОУ1:
где — расход пара на промышленную нагрузку.
Аналогично для ОУ2:
3.2 Расход пара на отопление и горячее водоснабжение
Схема сетевой подогревательной установки представлена на рисунке 3.3
Рисунок 3.3 — Схема подогревательной установки.
Расход сетевой воды на отопление:
где з = 0,98 — КПД подогревателей.
Расход пара на пиковый подогреватель:
где — температура сетевой воды на выходе из основного подогревателя, ; -температура конденсата,
Расход пара на пиковый подогреватель:
Расход пара на основной подогреватель:
3.3 Расход пара на подпиточный узел горячего водоснабжения
В связи с тем, что в тепловой схеме принята открытая схема горячего водоснабжения, подпитка осуществляется водой, подготавливаемой в подпиточном узле, схема которого представлена на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 — Схема узла подпитки
Расход пара на горячее водоснабжение:
Расход воды на горячее водоснабжение:
Тогда расход химически очищенной воды составит:
4. Годовые графики расхода теплоты
Для климатических условий г. Владивостока выполняется расчет и построение графиков часовых расходов теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, а также годового графика теплопотребления по продолжительности тепловой нагрузки. Определим, используя формулы пересчета часовые расходы на отопление и вентиляцию при температуре наружного воздуха , °С и занесем в таблицу (4.4):
(4.1)
(4.2)
Таблица 4.3 — климатические данные по г. Владивосток.
|
Среднесуточная температура, ? |
ниже |
-25 |
-20 |
-15 |
-10 |
-5 |
0 |
+8 |
|
|
Продолжительность, n, ч |
— |
2 |
91 |
518 |
1350 |
2210 |
3320 |
4820 |
Рассчитаем тепловую нагрузку на отопление по формуле (4.1):
МВт,
МВт,
=3628,2 МВт,
=36,
=366,
=36,
=36.
Рассчитаем тепловую нагрузку на вентиляцию по формуле (4.2):
Рассчитаем тепловую нагрузку на горячее водоснабжение:
, (4.3)
где поправочных коэффициент для жилых зданий.
Таблица 4.4- Результаты расчета тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и суммарной нагрузки.
|
n, ч |
||||||
|
-25 |
2 |
36,9 |
4,4 |
4,4 |
45,7 |
|
|
-20 |
91 |
32,6 |
3,9 |
4,4 |
40,9 |
|
|
-15 |
518 |
28,2 |
3,4 |
4,4 |
36 |
|
|
-10 |
1350 |
24 |
2,9 |
4,4 |
31,3 |
|
|
-5 |
2210 |
17,7 |
2,4 |
4,4 |
24,5 |
|
|
0 |
3320 |
15,4 |
1,9 |
4,4 |
21,7 |
|
|
+8 |
4820 |
8,57 |
1 |
4,4 |
13,97 |
По данным из таблицы 4.4 строим годовой график тепловых нагрузок.
Рисунок 4.1-Годовой график тепловых нагрузок.
5. Расчет мощностей турбин, расхода пара на турбины, выбор типа и числа турбин
5.1 Расчет мощностей турбин
Турбина с противодалвением типа Р на средние параметры пара не имеет отборов пара на регенеративный подогрев питательной воды, поэтому расход пара на турбину равен расходу пара на ОУ2.
Мощность, развиваемая турбинами типа Р:
тепловой котел паровой турбина
где — механический КПД турбины;
— КПД электрогенератора. [4]
В соответствии с данными [4] необходима установка одной турбины типа Р-6-35/5.
Характеристики турбины:
Мощность — p =6 МВт;
Пределы регулирования противодавления — 0,4 — 0,7 МПа;
Номинальный расход пара — 66,6 т/ч.
Мощность, развиваемая турбинами типа ПТ:
Для выработки такой мощности необходимо установить одну турбину типа ПТ-12-35/10. [4]
Характеристики турбины:
Начальные параметры пара — p0 = 11,5 МПа, t0 = 555 °C;
Производственный отбор — p = 0,8 — 1,3 МПа, Dном/Dmax = 50/80;
Теплофикационный отбор — p = 0,07 — 0,25 МПа, Dном/Dmax = 40/65;
Давление в конденсаторе — 0,04 МПа;
Давление в нерегулируемых отборах — 0,575, 0,01 МПа.
5.2 Расход пара на подогреватель высокого давления
Подогреватель высокого давления ПВД2 предназначен для нагрева питательной воды в количестве, соответствующем расходу конденсата греющего пара .
Расход пара на ПВД2 равен:
где — коэффициент, учитывающий расход котловой воды на непрерывную продувку. [4]
При определении температура питательной воды на выходе из ПВД принята равной 145 °С, что соответствует требованиям по температуре питательной воды для паровых котлов на средние параметры пара.
5.3 Расход пара на турбины ПТ-12-35/10
Для определения расхода пара на турбину типа ПТ необходимо решить уравнение:
где — доли расходов пара на дэаэратор, ПВД1 и ПНД, соответственно; , , , — коэффициенты недовыработки мощности определяются по соотношениям.
Расчетное уравнение (4.4) для определения расхода пара может быть представлено в виде:
6. Подбор паровых котлов
Выбор типа и количества паровых котлов для ТЭЦ производится по максимальному расходу пара с учетом заданного вида топлива [4]. Суммарная производительность включенных котлов и один котел резервный должна обеспечивать расход пара на все турбины и собственные нужды котельного цеха, составляющие 2 % от расхода пара на турбины.
Максимальная производительность котельного цеха:
где — доля расхода пара на собственные нужды. [4]
На ТЭЦ следует установить 5 котлоагрегатов (1резервный) типа БКЗ-75-39-ФБ со следующими параметрами: единичная паропроизводительность 75 т/ч; давление пара 4,0 МПа; температура пара 440 єС; тепмпература питательной воды 145 єС. [4]
7. Расчет годовой выработки теплоты, пара и электроэнергии
7.1 Годовые расходы пара технологическими потребителями
Годовые расходы на технологические нужды определяются из условия непрерывной работы технологического оборудования в течение 345 суток (20 суток составляет ремонтный период).
Расход пара на промышленную нагрузку:
Расход пара на технологические нужды:
7.2 Расход пара на отопление и горячее водоснабжение
где z — число отапливаемых суток в год.
Годовой расход тепла на вентиляцию:
Годовая нагрузка на отопление и вентиляцию распределяется между пиковым и основным подогревателями следующим образом:
Годовые расходы пара на пиковый и основной подогреватели составляют:
Годовой расход пара на горячее водоснабжение:
Годовой расход пара на ПВД2:
Таким образом, годовые расходы пара составляют:
— из турбины противодавления, p = 0,2 Мпа
— из производственного отбора турбины, p = 0,6 Мпа
— из теплофикационного отбора турбины, P = 0,1 Мпа
7.3 Годовая выработка электроэнергии
Определим годовую выработку электроэнергии турбиной Р-6-35/5:
Турбиной ПТ-12-35/10:
где — коэффициент использования установленной мощности. [4]
Суммарная годовая выработка электроэнергии турбинами равна
7.4 Годовая выработка пара
Годовой расход пара на турбины типа ПТ-12-35/10 находится из уравнения
Откуда
Годовая производительность котельной с учетом 2 % расхода пара на собственные нужды равна:
7.5 Годовая выработка тепла для внешних потребителей
Годовой расход тепла на промышленную нагрузку:
Годовой расход тепла на технологические нужды:
Здесь коэффициент 0,8 учитывает суммарные потери тепла, связанные с утечками конденсата в паропроводах, а также в связи с охлаждением конденсата в трубопроводах. [4]
Годовой расход тепла на ГВС:
Годовой расход тепла на отопление:
Годовой расход тепла на вентиляцию:
Суммарный годовой отпуск тепла внешним потребителям:
8. Определение КПД котлоагрегата и расхода топлива
Величина КПД котлоагрегата, зКА, необходимая для расчета расхода топлива, определяется согласно уравнению из теплового баланса котлоагрегата:
где — сумма тепловых потерь.
Тепловые потери с уходящими газами рассчитываются по формуле:
где — энтальпия уходящих газов, кДж/кг; — энтальпия холодного воздуха (обычно принимается при температуре воздуха, 30 єС); — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах за котлоагрегатом; — коэффициент избытка воздуха в топке, принимается по приложению Д; — сумма присосов по газовому тракту котла. [4]
Энтальпия продуктов сгорания при и температура уходящих газов определяется по формуле:
где — энтальпия продуктов сгорания при , кДж/кг. [4]
Для определения необходимо выполнить расчеты по воздуху и продуктам сгорания.
По таблице определяем элементарный состав рабочей массы топлива для каменного угля подмосковного месторождения марки Б2:
СР= 28,7 %; HР = 2,2 %; SРЛ = 2,7 %; NР = 0,6 %; OР = 8,6 %; AР = 25,2 %; WР = 32 %. [4]
Теоретически необходимое количество воздуха:
Теоретический объем азота:
Объем трехатомных газов:
Теоретический объем водяных паров:
Полный объем продуктов сгорания при :
Энтальпия продуктов сгорания при :
Теплоемкости компонентов продуктов сгорания имеют следующие значения:
при температуре уходящих газов . [4]
Окончательно
Энтальпия уходящих газов:
Тепловые потери с уходящими газами:
Потери тепла от химической и механической неполноты сгорания определяются по приложению Д и составляют [4]
Потери тепла в окружающую среду составляют для котлоагрегатов производительностью D ? 75 т/ч и
Потерями с физическим теплом шлака можно пренебречь, т. е.
С учетом всех найденных потерь тепла коэффициент полезного действия котлоагрегата составит:
Годовой расход топлива на котлоагрегаты с учетом потерь при продувке котлов (Р = 3 %):
где — энтальпия перегретого пара на выходе из пароперегревателя при номинальных параметрах p = 3 МПа и tПП=430 °С составит — энтальпия котловой воды при p = 3 МПа составит
9. Расчет показателей тепловой экономичности ТЭЦ
Годовой расход топлива на выработку тепла:
где — КПД, учитывающий потери тепла в паропроводах. [4]
Годовой расход топлива на выработку электроэнергии:
Частный КПД по выработке электроэнергии:
Частный КПД по выработке тепловой энергии:
Удельные расходы топлива на выработку электроэнергии:
— натурального
— условного
Удельные расходы топлива на выработку тепловой энергии:
— натурального
— условного
10. Расчет и выбор оборудования ТЭЦ
После расчета тепловой схемы ТЭЦ производится расчет и выбор оборудования: пароводяных сетевых подогревателей (основных и пиковых), пиковых водогрейных котлов, охладителей конденсата греющего пара, сетевых насосов, деаэратора подпитки, центральных баков аккумуляторов(при открытых тепловых сетях), РОУ.
Паровые и водоводяные подогреватели.
Подогреватели сетевой воды (бойлеры) подразделяются на две группы: основные(ОСП) и пиковые(ПСП). Основные предназначаются для работы в базисной части графика тепловых нагрузок ТЭЦ. Греющий пар к ним подводится из теплофикационных отборов турбин с давлением 30ч250 кПа. Подогрев сетевой воды в ОСП может быть доведен до 115ч119 °С. Дальнейший подогрев сетевой воды до 130ч150 °С производится в ПСП или пиковых водогрейных котлах.
На ТЭЦ может быть одна или несколько (блочный вариант) теплоподготовительных установок, работающих параллельно на общие выходные коллекторы прямой сетевой воды. В последнем случае число подогревателей сетевой воды должно быть минимальным, по возможности по одному каждого типа на турбину. В теплоподготовительных установках применяются поверхностные кожухотрубчатые теплообменники, вертикальные и горизонтальные.
Для выбора теплообменников определяется расчетная поверхность теплообмена, как правило, при максимально-зимнем режиме.
Выбор типоразмеров сетевых подогревателей, т. е. их поверхности нагрева, производят на основании поверочного теплового расчета и конструктивных данных изготавливаемых заводами подогревателей.
Целью поверочного теплового расчета является обоснование достаточности выбранной поверхности теплообмена для заданных расчетных условий. Поверхности выбранных теплообменников, как правило, превышают требуемые по расчету, т. е. выбор поверхности нагрева теплообменника всегда производится с некоторым запасом.
Поверхность нагрева теплообменника находится по уравнению теплопередачи:
По ГОСТ 15119-79 принимаем — ПСВ-63-7-15.
Характеристика подогревателя:
Площадь поверхности теплообмена — 63 м2;
Рабочее давление воды — 15•104 Па;
Рабочее давление пара — 7•104 Па;
Максимальная температура воды на входе — 400 °С;
Номинальный расход воды: 2 ходовой — 240 т/ч, 4 ходовой 120 т/ч.
11. Описание тепловой схемы ТЭЦ
Принципиальная тепловая схема ТЭЦ представлена на рис.1, показан котлоагрегат, турбоустановки ПТ-12-35/10; Р-16-35/5; тепловые потребители. Турбоустановка ПТ-12-35/10 имеет регулируемые отборы — промышленный давлением 3,0 МПа (10ата), для отпуска пара на производство, теплофикационным давлением 0,1 МПа для отпуска теплоты на отопление и ГВС.
Рисунок 11.1- Принципиальная тепловая схема ТЭЦ
Два нерегулируемых отбора давлением 0,48 МПа, давлением 0,085 МПа, для регенеративного подогрева питательной воды в подогревателе высокого давления (ПВД) и в подогревателе низкого давления (ПНД).
Давление в деаэраторе поддерживается 0,12МПа независимо от давления в регулируемом отборе 0,12-0,6 МПа при помощи регулирующего клапана. Из бака деаэратора питательная вода подается питательными насосами (ПН) в ПВД-1 и в ПВД-2, в которых нагрев питательной воды осуществляется паром из нерегулируемого отбора ЧСД и из производственного отбора турбины типа ПТ. Конденсат греющего пара из этих подогревателей направляется в деаэратор. Продувочная вода из котлоагрегата поступает в расширитель непрерывной продувки (Р), пар из которого направляется в деаэратор, а конденсат из расширителя идет в поверхностный дренажный теплообменник (ДТ) для подогрева добавочной воды и воды для подпитки теплосети. Далее эти потоки воды подогреваются паром из теплофикационного отбора в подогревателе сырой воды (ПСВ).
После химводоочистки (ХВО) подпиточная вода направляется на узел подпитки теплосети, а добавочная вода в сальниковом подогревателе (СП) нагревается паром из уплотнений турбин и подается в деаэратор (Д).
Охлажденный конденсат из дренажного теплообменника сливается в канализацию, а конденсат из ПСВ и СП в деаэратор. Пар из регулируемого производственного отбора турбины ПТ и из противодавления турбины Р-16-35/5 технологическим потребителям поступает через охладительные установки ОУ-1 и ОУ-2. Вода для впрыска на охладительные установки подается из питательной линии, а конденсат из охладительных установок направляется в деаэратор.
Пиковый подогреватель (ПП) сетевой воды подключен по пару к производственному регулируемому отбору, а основной подогреватель (ОП) — к теплофикационному отбору. Конденсат из пикового подогревателя поступает в паровое пространство основного подогревателя, из которого конденсат насосом перекачивается в станционный деаэратор. Подпиточный узел горячего водоснабжения состоит из подпиточного деаэратора (ПД), водоводяного теплообменника (ВТ) и пароводяного теплообменника (ТП).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В результате курсовой работы на тему «Проектирование тепловой схемы ТЭЦ для промышленного предприятия и жилого района» по дисциплине «Источники производства теплоты» получены основные навыки проектирования ТЭЦ.
В ходе приведен расчет тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и ГВС. Выбрана тепловая схема ТЭЦ, турбины ПТ и Р, подобраны котлоагрегаты. Особенностью турбины с противодалвением является то, что у этих турбин отсутствует конденсатор. Отработавший пар, имеющий давление выше атмосферного, поступает в специальный сборный коллектор, откуда направляется к тепловым потребителям, отопительным или производственным. Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электрической и тепловой энергии. Но основной конечный продукт таких турбин — тепло. Тепловые электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара, а также с отбором и противодавлением.
Рассчитан процесс расширения пара в турбине, годовые выработки пара и электроэнергии, КПД котлоагрегата и расход топлива, показатели тепловой экономичности ТЭЦ.
Подобран теплообменник по рассчитанной площади нагрева. Для выбора теплообменников определена расчетная поверхность теплообмена, как правило, при максимально-зимнем режиме. Выбор типоразмеров сетевых подогревателей, т. е. их поверхности нагрева, произведены на основании поверочного теплового расчета и конструктивных данных изготавливаемых заводами подогревателей. Целью поверочного теплового расчета является обоснование достаточности выбранной поверхности теплообмена для заданных расчетных условий.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Шубин, Е.П. Проектирование теплоподготовительных установок ТЭЦ и котельных / Е.П. Шубин. — М.: Энергия, 1970. — 483 с.
2. Соколов, Е.А. Теплофикация и теплофикационные сети / Е.А. Соколов — М.: МЭИ, 2006. — 472 с.
3. Ляликов, Б.А. Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий / Б.А. Ляликов. — Т.: ТПУ, 2008. — 172 с.
4. Источники производства теплоты. Расчет тепловой схемы ТЭС: самост. учеб. электрон. изд. / Сыкт. лесн. ин-т ; сост.: Т. Л. Леканова, Е. Г. Казакова. — Электрон. дан. — Сыктывкар : СЛИ, 2014.
5. Бутина, О.Н. Курсовое проектирование по теплоснабжению / О.Н. Бутина. — Т.: ТГАСУ, 2010. — 107 с.
6. Сафонов, А.П. Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям / А.П. Сафонов.- Москва, 1980. — 401 с.
7. СНиП 2-04-07-86. Тепловые сети
8. СНиП 23-01-99. Строительная климатология.
Размещено на
