Кафедра теплотехники и гидравлики

Курсовая работа

«Расчет тепловой схемы ТЭЦ»

Учебно-методическое пособие

Специальности : 250200 – химическая технология неорганических веществ, 100700 – промышленная теплоэнергетика

Череповец

Рассмотрено на заседании кафедры теплотехники и гидравлики, протокол №3 от 11 ноября 1998 года.

Одобрено редакционно-издательской комиссией Инженерно-технического института ЧГУ, протокол № от

Составитель : Е. Л. Никонова

Рецензенты : Н. Н. Синицын – канд. техн. наук, доцент (ЧГУ);

Н. С. Григорьев - канд. техн. наук, доцент (ЧГУ)

Научный редактор :

ВВЕДЕНИЕ

Все промышленные предприятия нуждаются одновременно в теплоте и электроэнергии. Комплекс установок и агрегатов, генерирующих и транспортирующих теплоту и электроэнергию к потребителям, называют системой теплоэнергоснабжения предприятия.

В отличие от электроэнергии теплота (особенно при теплоносителе - паре) не может экономично подаваться на очень большие расстояния, поэтому каждому предприятию требуется свой источник теплоты нужных параметров. Такими источниками являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), на которых производится комбинированная выработка тепловой и электрической энергии.

ТЭЦ дают большую экономию топлива по сравнению с раздельным получением тепловой и электрической энергии.

Настоящее учебно-методическое пособие предназначено для студентов специальностей 250200, 100700, которые должны владеть навыками грамотного руководства проектированием и эксплуатацией современного производства, представляющего собой совокупность технологических и тепловых процессов и соответствующего технологического и теплоэнергетического оборудования.

В учебно-методическом пособии представлены следующие разделы “Описание принципиальной тепловой схемы ТЭЦ”, ”Составление тепловой схемы ТЭЦ”, “Процесс расширения пара в турбине”, “Расчет тепловой схемы ТЭЦ”, ”Расчет сетевой подогревательной установки”, ”Определение расхода условного топлива”, “Построение теплофикационного цикла в T-S-диаграмме”. Приведен пример расчета. Пособие содержит весь справочный материал, необходимый для проведения расчетов.

Пособие посвящено расчету схемы тепловой электрической станции, работающей по теплофикационному циклу с регенерацией тепла, и имеет своей целью закрепление теоретических знаний у студентов, ознакомление их с оборудованием и технологическими процессами, протекающими на ТЭЦ, методиками теплотехнических расчетов оборудования ТЭЦ.

1. Описание принципиальной тепловой схемы паросиловой установки

Тепловой электрической станцией (ТЭС) называется комплекс оборудования и устройств, назначением которого является преобразование энергии природного источника в электрическую и тепловую энергию.

Паротурбинные ТЭС используют в качестве рабочего тепла водяной пар, совершающий регенеративный цикл, т.е. теплосиловой цикл с отборами пара из турбины на регенеративный подогрев питательной воды в смешивающих или поверхностных регенеративных теплообменниках.

Принципиальная тепловая схема показывает связь основного технологического оборудования в процессе выработки теплоты и электроэнергии по заданному циклу.

Принципиальная схема ТЭЦ представлена на рис. 1. В топке парогенератора (ПГ) сжигается топливо, при этом питательная вода нагревается, кипит и испаряется, образуя насыщенный водяной пар. Пар подают в пароперегреватель (ПП), в котором он нагревается при постоянном давлении до температуры Т 0 .

Перегретый пар с параметрами Р 0 и Т 0 поступает в I и II ступени (отсеки) турбины, где он совершает работу, вырабатывая энергию в электрогенераторе (ЭГ). Отработанный пар поступает в барометрический конденсатор (БК). Здесь пар конденсируется и направляется в первый подогреватель низкого давления (ПНД 1).

С целью повышения термодинамической эффективности цикла путем уменьшения отвода теплоты в окружающую среду за счет сокращения потока пара, поступающего в конденсатор, применяют регенеративный подогрев питательной воды. Регенеративный подогрев питательной воды - это подогрев направляемого в парогенератор конденсата и добавочной воды паром из отборов турбины. В зависимости от типа станции, параметров пара и питательной воды паровая турбина может иметь различное количество отборов пара (от 2 до 9), один или два из этих отборов являются регулируемыми, пар из которых идет на нужды теплоснабжения. Регенеративный подогрев проводится в нескольких последовательно расположенных подогревателях. Основное условие нормальной работы этих установок - давление питательной воды выше, чем давление греющего пара (во избежание вскипания нагреваемой среды). Регенеративный подогрев питательной воды на ТЭЦ до оптимальной температуры дает существенную экономию топлива и приведенных затрат.

Регенеративные подогреватели выполняют в основном вертикальными.

В схему регенеративного подогрева включен также подогреватель смешивающего типа - деаэратор. В нем происходит не только подогрев питательной воды (путем смешения), но и удаление из воды агрессивных газов.

Подогретая питательная вода подается в парогенератор, где она приобретает высокий энергетический потенциал, превращается в пар и поступает в паровую турбину. Часть пара проходит несколько ступеней турбины, отбирается из неё при повышенных параметрах и направляется на регенеративный подогрев. Остальная часть пара проходит все ступени турбины. Отработанный пар этого потока, имеющий низкий энергетический потенциал, поступает в конденсатор. Скрытая теплота парообразования при этом теряется. Скрытая теплота парообразования потоков пара, отобранных на регенерацию, возвращается в цикл с питательной водой. Теплота потока пара, отобранного на теплоснабжение, передается сетевой воде.

Сетевая вода для нужд теплоснабжения вырабатывается в сетевом или пиковом подогревателе.

Основные сетевые подогреватели питаются паром из регулируемого отбора.

Пиковые подогреватели включаются в схему в период пиковых нагревательных нагрузок (например, при значительном снижении температуры наружного воздуха) и питаются “острым” паром из парогенератора, проходящим через редукционно-охладительную установку, которая снижает параметры “острого” пара (давление и температуру) до требуемых величин.

Все потоки конденсата из конденсатора, подогревателей сетевой воды, подогревателей высокого давления, подогревателей низкого давления, а также добавка химически очищенной воды сливаются в деаэратор.

Конденсат в ПВД имеет более высокие параметры, чем среда в деаэраторе, а конденсат в ПНД 1 – более высокие параметры, чем пар в ПНД 2 . Их можно использовать в качестве греющей среды. За счет перепада давлений эти потоки конденсата направляют в ПНД 1 через конденсатоотводчики (они пропускают конденсат, но не пропускают пар).

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.

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.

Введение 5
1. Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ 6
1.1 Описание тепловой схемы промышленной электростанции 6
1.2 Расчет принципиальной тепловой схемы промышленной электростанции 8
1.2.1 Распределение регенеративного подогрева питательной воды по ступеням и определение давления из отборов турбины 8
1.2.2 Определение расхода пара и питательной воды 11
1.2.3 Составление теплового баланса по ПВД и определение расхода пара из отборов турбины 13
1.2.4 Расчет деаэратора 15
1.2.5 Составление теплового баланса по ПНД 17
1.2.6 Определение электрической мощности турбины 21
2. Расчет водяной системы теплоснабжения 23
2.1 Постановка задачи (задание на проектирование) 23
2.2 Определение расчетного расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение 24
2.2.1 Расчет для микрорайона А 24
2.2.2 Расчет потребного количества тепла для абонентов Б, В, Г, Д 26
2.2.3 Построение графика тепловой нагрузки (часовой и годовой) по продолжительности стояния наружной температуры для микрорайона А 29
2.3 Построение температурного графика регулирования от ТЭЦ 30
2.4 Определение расчетного расхода сетевой воды в тепловых сетях 34
2.4.1 Определение расхода сетевой воды для микрорайона А 36
2.5 Построение графика расхода сетевой воды в зависимости от наружной температуры 37
2.6 Гидравлический расчет тепловой сети 39
2.7 Тепловой расчет теплопровода 42
2.7.1 Определение тепловых потерь 42
2.7.2 Определение оптимальной (экономичной) толщины изоляции 45
2.8 Выбор оборудования центрального теплового пункта (ЦТП) для микрорайона А и его компоновка 47
2.8.1 Расчет теплообменника на горячее водоснабжение 49
Список литературы 53

1. Блюденов П. Я. Источники и системы теплоснабжения предприятий / Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 2001.
2. Баженов М.И.;Богородский Л.С. Составление и расчет принципиальной тепловой паротурбинной электростанции / МЭИ. М., 1984.
3. Баженов М. И., Богородский А. С. Расчет тепловой схемы паротурбинной электростанции / МЭИ. М., 1963.
4. Блюденов П.Я.,Овсянников В.В. Источники и системы теплоснабжения / Омский гос. ун-т путей сообщения. Омск, 1998.
5. Водяные тепловые сети (справочное пособие) / ЗАИ. М., 1988.
6. Вукалович М. П. Теплофизические свойства воды и водяного пара. М.: Машиностроение, 1967.
7. Елизаров Д. П. Теплоэнергетические установки электростанций. М.: Энергия, 1967.
8. Промышленные тепловые электростанции / Под ред. Е. Я. Соколова. М.: Энергия, 1979.
9. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М.: Энергоатомиз-дат, 1987.
10. Сазанов Б. В. и др. Промышленные тепловые электростанции. М.: Энергия, 1967.
11. Сафонов А.П. .Сборник задач по теплофикации и тепловым сетям / ЭАИ. М., 1968.
12. Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Энергия, 1982.
13. Теплоснабжение. В.Е.Козин, Т.А.Левина и др. / ЗАИ. М., 1980.

Введение

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).

Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ

Описание тепловой схемы промышленной электростанции

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.

Расчет тепловой схемы теплоэлектроцентрали. Расчет тепловой схемы тэц

ВВЕДЕНИЕ

1. Описание принципиальной тепловой схемы паросиловой установки

Подобные документы

Обозначения на схеме ТЭС:

Описание технологической схемы ТЭС:

Введение

Расчет тепловой схемы ПТУ ТЭЦ

Описание тепловой схемы промышленной электростанции

Как приготовить желе из персиков с желатином

Кабачковое варенье с апельсином и лимоном в мультиварке