Учебная работа. Проектирование ТЭЦ

Учебная работа. Проектирование ТЭЦ

Введение

Целью данной курсовой работы является проектирования ТЭЦ, который предполагает: расчет тепла нагрузок на отопление сетевой и потпиточной воды, дополнительной воды в ТЭЦ. Опосля расчёта схемы делается загрузка турбин, котлов и составляется баланс пара разных характеристик для доказательства корректности выбора основного оборудования.

Начальными данными для проектирования ТЭЦ и расчёта термический схемы последующие величины:

число обитателей (либо расчетная перегрузка);

вид горючего, сжигаемого на предполагаемой ТЭЦ;

температура сетевой воды в подающей и оборотной магистралях в расчётном режиме;

тип системы теплоснабжения (открытая либо закрытая).

1. Расчет термических нагрузок

Расчёт термических нагрузок для промышленных компаний делается, исходя из норм расхода термический энергии на Создание единицы продукции, и тут не рассматривается.

Что касается коммунально-бытовых нагрузок, то они делятся на три вида:

1. потребление теплоты на компенсацию теплопотерь спостроек (отопление);

2. расход теплоты на вентиляцию жилых и публичных спостроек;

3. расход теплоты на горячее водоснабжение.

Наибольшие термо перегрузки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых, публичных и производственных спостроек следует принимать по данным определенных проектов новейшего строительства.

При отсутствии проектов допускается определять наибольшие термо перегрузки (потоки) по формулам.

В работе ТЭЦ выделяется четыре режима:

1. Наибольшего теплопотребления, что соответствует отпуску теплоты при средней температуре самой прохладной пятидневки (расчетной температуре внешнего воздуха для проектирования отопления).

2. Режим, соответственный отпуску теплоты при средней температуре за январь (более прохладный) месяц.

3. Режим отпуска теплоты при средней температуре за отопительный период.

4. Летний режим без перегрузки на отопление.

Дальше приводится расчёт количества теплоты на коммунально-бытовые нужды в согласовании с.

В данной работе расчет ведется по первому режиму.

1.1 Расчет термический перегрузки на отопление Qотр

Наибольший термический поток на отопление жилых и публичных спостроек, соответственный первому режиму, Вт, определяется по формуле

где q0 — наибольший термический поток на отопление жилых спостроек на 1 м2 общей площади, определяемый по расчетной температуре для проектирования отопления и чертам спостроек [2] (см. приложение А), Вт/м2;

А — общая площадь жилых спостроек, м2.

,

где m — число обитателей;

f — норма жилой площади на 1-го обитателя, м2;

k1 — коэффициент, учитывающий термический поток на отопление публичных спостроек, при отсутствии данных следует принимать 0,25.

В течение отопительного периода отпуск теплоты на отопление меняется зависимо от температуры внешнего воздуха, его можно найти по формуле

где — расчетная температура воздуха снутри помещений,°С;

— температура внешнего воздуха соответственного режима,°С;

— расчётная температура внешнего воздуха для проектирования систем отопления [3],°С.

Расчетная температура воздуха снутри жилых помещений принимается 18°С при расчетной температуре внешнего воздуха для проектирования систем отопления до минус 30°С либо 20°С при ниже минус 30°С. Усредненная расчетная температура воздуха снутри отапливаемых производственных спостроек принимается 16°С.

Данные по температурам внешнего воздуха неких городов приведены в Приложении.

Расчетный период отпуск термический энергии в согласовании с температурой внешнего воздуха которая набирается за 5 более прохладных дней -39 для городка Барнаула.

Qотр(max)=q0*A (1+k)

A=m*F

где m-число обитателей; F-коэффициент учитывающий термический поток на отопление публичных спостроек

Принимается 20 м2 на 1-го обитателя.; A=135*103*20=2700*103; q0 — укрепленный наибольший с м2 ; q0=95; ; к — учитывается число публичный спостроек.

Qотр(max)=95*2700*103(1+0.25)=320.6*103

1.2 Расчет тепловой перегрузки на жаркую воду

Средний термический поток на горячее водоснабжение жилых и публичных спостроек, Вт, рассчитывается по формуле

где а — норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55°С на 1-го человека в день в жилых зданиях, л/сут•чел., принимаемая зависимо от степени комфортности спостроек в согласовании со СНиП 2.04.01-85*;

b — то же в публичных зданиях, принимается 25 л/сут•чел.;

— температура прохладной (водопроводной) воды, при отсутствии данных в отопительный период принимается 5°С, в неотопительный 15°С;

с — средняя теплоёмкость воды, кДж/(кг•К); для практических расчетов теплоемкость воды можно принимать равной 4,19 кДж/(кг•К).

Qзг.вс==55.2 Мвт

Qг.всл=*0,6=44.1 МВт

1.3 Суммарный расход теплоты на теплофикацию

Теплофикационная перегрузка ТЭЦ включает расходы тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Наибольшая теплофикационная перегрузка, МВт, определяется по формуле

.

Qтmax=320.6+55.2=375.8 МВт

Для установления экономного режима работы теплофикационного оборудования, загрузки основного и пикового оборудования, также разных технико-экономических исследовательских работ нужно знать продолжительность работы системы теплоснабжения при разных режимах в течение года. Для этого строят графики длительности термический перегрузки (графики Россандера).

2. Выбор основного оборудования

термический вода турбина паровой

2.1 Выбор паровых турбин

В состав основного оборудования заходит электронные котлы и турбины.

Тип устанавливаемых турбин определяется структурой термических нагрузок. На ТЭЦ, как правило, устанавливают паровые турбины типа ПТ, Т и Р. Единичная мощность и тип теплофикационных агрегатов выбирается на базе технико-экономического обоснования и с учетом многообещающего роста термических нагрузок.

Из-за неравномерности теплофикационной перегрузки в течение года (см. рис. 1) выбор турбин создают, исходя из покрытия ими (из теплофикационных отборов) части максимума суммарной термический перегрузки. Эта часть определяется коэффициентом теплофикации ТЭЦ. Оставшуюся часть теплофикационной перегрузки покрывают за счет пиковых котлов либо от редукционно-охладительных установок (РОУ).

Турбины с производственным отбором (П-отбором) пара выбираются с учетом долгого использования этого отбора в течение года и инсталлируются в качестве головных. При выбирании турбин с П-отбором нужно учесть характеристики требуемого наружным пользователем технологического пара.

Турбина с противодавлением выбирается для покрытия базисной части производственной паровой и отопительной нагрузок [5, 6].

Qтр(max)=Qотр+Qзг.вс=320,6+55,2=375.8 МВт

Дт==171 =618 т/ч

Qотр=320.6 МВт

Qг.всз=55.2 МВт

Для покрытия производственной перегрузки избираем

ПТ-80/100-12,8/13

Черта:

Мощность номинальная — 80 МВт

Расход свежайшего пара — 470 т/ч

Наибольшая мощность — 100 МВт

давление свежайшего пара — МПа — 12.8

Рп (производственный отбор) МПа — 0.13 — 1.6

Рт (отопительный отбор) МПа — 0.118 — 0.245

давление пара в конденсаторе МПа — 0.003

Расход охлаждающей воды т/ч — 8000

2.2 Выбор котлов

При выбирании котлов нужно учесть характеристики пара, также свойства проектного горючего. характеристики пара на выходе из котла должны быть выше, чем перед турбиной, на величину утрат давления и температуры в паропроводах.

Если давление пара не выше 17 МПа, то используются барабанные котлы с естественной циркуляцией; при наиболее высочайшем давлении устанавливают прямоточные котлы. Как правило, на ТЭЦ устанавливают котлы барабанного типа.

На конденсационных и теплофикационных электростанциях используются, как правило, блочные схемы (котел-турбина). На ТЭЦ с преобладающей паровой перегрузкой при соответственном обосновании могут применяться схемы с поперечными связями.

Паропроизводительность котельных агрегатов, устанавливаемых в блоке с турбоагрегатами, выбирается по наибольшему пропуску острого пара через турбину с учетом расхода пара на собственные нужды. Суммарная паропроизводительность котельных агрегатов, устанавливаемых на электростанциях с поперечными связями, обязана быть не наименее наибольшего расхода пара машинным залом с учетом наибольшего расхода пара на собственные нужды.

Котлы выбираются по характеристикам свежайшего пара, по чертам горючего.

Выбираю котлы:

1) Е — 360 — 13.8 — 560 КБТ (БКЗ — 360 — 13.8 — 1С)

2) Е — 500 — 13.8 — 560 КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) (ТПЕ — 430).

3. Расчет термический схемы подготовки сетевой и потпиточной воды

Принципная термическая схема в условных обозначениях показывает технологический процесс пароводяного тракта термический электронной станции в однониточном выполнении. Основой термический схемы является регенеративная схема турбоустановки. Принципная схема составляется на стадии расчётов и технико-экономического обоснования строительства источника энергоснабжения. Не считая регенеративной схемы показывается схема подготовки и отпуска термический энергии на производственные и коммунально-бытовые нужды, также схема подготовки дополнительной воды для восполнения утрат пара и конденсата в цикле ТЭЦ.

Элементы термический схемы изображают в согласовании с требованиями ГОСТ 21.403-80, также ОСТ 108.001.105-77 (см. приложение Д).

На рис. 2 приведена принципная схема промышленно-отопительной ТЭЦ с турбинами типа ПТ и Т. В данном случае изображена термическая схема ТЭЦ с поперечными связями, где показаны регенеративные схемы турбин, также подготовка сетевой, подпиточной и дополнительной воды.

Дегазация подпиточной воды для термических сетей на данной схеме делается в вакуумных деаэраторах. Дополнительная вода для цикла ТЭЦ освобождается от брутальных газов поначалу в атмосферных деаэраторах, опосля чего же подаётся в поток основного конденсата и совместно с ним поступает в деаэраторы питательной воды завышенного давления.

При подготовке дополнительной воды употребляется теплота продувочной воды котла.

В схеме употребляется как пар из отборов турбин, так и пар, приобретенный от редукционно-охладительных установок (РОУ).

3.1 Принципная термическая схема ТЭЦ

При расчёте расхода теплоты на ТЭС нужно учесть нагрев воздуха перед воздухоподогревателями котла для исключения низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева котлов. Для этого на ТЭС инсталлируются калориферы. Не считая того, следует учесть расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение цехов и спостроек цехов самой ТЭС, так именуемые расходы теплоты на собственные нужды.

Конденсат, возвращаемый с производства, проходит химводоподготовку, где делается освобождение его от нефтепродуктов, соединений железа (по мере необходимости) и подаётся в деаэратор дополнительной воды. Дальше дополнительная вода подаётся в поток основного конденсата станции.

3.12 Расчет расхода сетевой воды на отопление

Расчётные расходы воды, кг/с, следует определять по формулам:

на отопление

,

Gотсв====3248.5 т/ч

Qотр=Gотсв*С(tn-t0)= 3248,5 *4.2 (150-70)=1091496

где — наибольший расход теплоты на отопление, кВт;

и — температуры сетевой воды, соответственно, в подающем и оборотном трубопроводе термических сетей в расчётном режиме, С;

3.3 Расчет сетевой воды на горячее водоснабжение в открытых системах теплоснабжения

,

Gг.вссв= =

где — наибольший расход теплоты на горячее водоснабжение, кВт;

на горячее водоснабжение в закрытых системах теплоснабжения:

средний, при параллельной схеме присоединения подогревателей ГВС

3.4 Расчет суммарный расчётный расход сетевой воды

В двухтрубных термических сетях в открытых и закрытых системах теплоснабжения при высококачественном регулировании отпуска теплоты следует определять по формуле

,

Gтсв=3248,5 +=4191.3

где — коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на горячее водоснабжение при регулировании по перегрузке отопления (см. табл. 1). При регулировании по совмещенной перегрузке отопления и жаркого водоснабжения коэффициент принимается равным 0.

3.5 Расчет расхода потпиточной воды

Подпиточная вода восполняет утраты воды в термических сетях.

Расход подпиточной воды при открытой системе теплоснабжения, кг/с, определяется по формуле

где — расчетный расход воды на горячее водоснабжение, кг/с;

Gут — утечки в термических сетях через неплотности, кг/с.

Для участков термических сетей длиной наиболее 5 км от источников теплоты без распределения теплоты расчетный расход воды в утечки следует принимать 0,5% фактического размера воды в этих трубопроводах:

где Vтс — объём воды в термических сетях, м3.

В согласовании с [4] объём воды в термических сетях при отсутствии данных следует принимать равным 65 м3 на 1 МВт расчетной термический перегрузки при закрытой системе теплоснабжения, 70 м3 на 1 МВт — при открытой системе и 30 м3 на 1 МВт — при отдельных сетях жаркого водоснабжения.

Если в схеме подготовки подпиточной воды задействована химводоподготовка, то при расчете расхода подпиточной воды () 1-ое слагаемое () множится на коэффициент 1,2.

При закрытой системе теплоснабжения расход подпиточной воды равен расчетному расходу воды в утечки через неплотности (Gут).

Gпод=Gзг.вс= т/ч

3.6 Расчет температуры потпиточной воды опосля В.П.

Tвп=50 С+

По свойства турбин:

Qвп=11.2 МВт

Турбины две означает помножить на 2

11.2*2=22.4 МВт = Qвп

tвп=5+=10

3.7 Расчет расхода пара на пароводяной подогреватель

Расположено на /

Дпвп*(hпвп-hпвп)=С*Gпод(35-tподв.п)

Дпвп=

где, hпвп=2700; hпвп=500; С=4.2; tвп=29.27

Дпвп==43.9 т/ч.

3.8 Расчет расхода греющей среды на вакуумный деаэратор

Схема подготовки подпиточной воды определяется качеством начальной воды, также системой теплоснабжения (открытая либо закрытая).

Свойство подпиточной воды для открытых систем теплоснабжения обязано отвечать требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая», СанПиН 2.1.4.1074 «Питьевая вода. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль свойства» (с переменами в СанПиН 2.1.4.2496-09 «Гигиенические требования к обеспечению сохранности систем жаркого водоснабжения») и правилам технической эксплуатации электронных станций и сетей Минэнерго Рф.

Для подготовки подпиточной воды на ТЭЦ, обычно, употребляются интегрированные пучки (ВП) конденсаторов турбин. Величина термический перегрузки встроенного пучка быть может разной (у неких турбин нет ВП). Опосля встроенного пучка вода поступает в пароводяной подогреватель, где греется до 25ч40С (температура ограничена критериями работы с ионообменными смолами), дальше, по мере необходимости, миниатюризируется твердость воды в цехе химводоочистки (ХВО), а потом вода дегазируется в вакуумном деаэраторе. Опосля вакуумного деаэратора подпиточная вода направляется либо сходу на всас сетевых насосов, либо в баки-аккумуляторы. Греющей средой для вакуумного деаэратора обычно является вода опосля главных сетевых подогревателей. Принципная схема подготовки подпиточной и сетевой воды с вакуумным деаэратором приведена на рис. 4.

В вакуумном деаэраторе разрежение поддерживается паровым эжектором. температура греющей воды определяется графиком температур сетевой воды (рис. 3). Для обычной деаэрации температура греющей воды обязана быть не ниже 100єC, при наиболее низкой температуре воды опосля главных подогревателей она догревается. При поступлении в деаэратор греющая вода вскипает, и образующийся при всем этом пар прогревает начальную подпиточную воду до температуры насыщения при давлении в деаэраторе. Разница меж температурой воды, поступающей на деаэрацию, и температурой насыщения при давлении в деаэраторе не обязана превосходить 20єC.

Расчет расхода подпиточной воды, подаваемой на деаэратор

Расход подпиточной воды, направляемой на деаэрацию, кг/с, определяется из системы уравнений вещественного и термического баланса деаэратора и рассчитывается по формуле

где — температура потпиточной воды опосля атмосферного деаэратора, для атмосферного деаэратора 104С;

температура потпиточной воды перед деаэратором, С; для атмосферного деаэратора принимается в границах 85ч90С;

— коэффициент, учитывающий утраты теплоты в окружающую среду

Gгр=

Gподп=

где, tд=50; tхво=30; tов=120

Gгр=

3.9 Расчет температуры сетевой воды в узле смешение перед главными сетевыми подогревателями

tсм=

Gобр=Gсв-Gподп

Gобр=4191,3-=3248,5

tсм==

3.10 Расчет расхода греющего пара на главные сетевые подогреватели

Доп=

hт-hт’=2200

Gоп=Gсв+Gгр=3248.5+269+942,8=4460.3

Доп==472.5 т/ч

4. Выбор вспомогательного оборудования

4.1 Расчет расхода горючего на котлы

ВQнр*sха=Дка(h0-hпв)+Gпр(hпр-lпв)

Gпр=2% Дка

Для Е-360-13.8-560КБТ (БКЗ-360-13.8-1С)

В=== 39 т/ч

где, h0 = 3500; hпв=230*4.2; hпр=1640; Qнр=25.33; sха=0.93; Gпр=2% от 360=7.2; Gпр=2% от 500=10

Для Е-500-13.8-560КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) (ТПЕ-430)

В=

4.2 Расчет размера воздуха и выбор дутьевого вентилятора

Vдв=Кз*В*Vв0(бт-?бт-?бпл+?бвп)*

Vв0=0.0889*(Ср+0.375*Sорр+к)+0.265*Нр-0.0333*Ор

Vв0=0.0889*(66+0.375*0.8)+0.265*3.5-0.0333*3.5=6.7

где, бт=1.2; ?бт=0.1; ?бпл=0.05; ?бвп=0.1; Кз=1.1

В-Е-360=39

В-Е-500=55.9

Для Е-360-13.8-560КБТ (БКЗ-360-13.8-1С)

Vдв=1.1*39*6.7*(1.2-0.1-0.05+0.1)*1.1=363,59*103м3/ч

4.3 Выбор дутьевых вентиляторов

Для Е-360-13.8-560КБТ (БКЗ-360-13.8-1С)

363,59*103=363590 м3/ч

363590:2=181795 м3/ч

берем вентилятор типа ВДН — 20 производительность 215 тыс. м3/ч

Для Е-500-13.8-560КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) (ТПЕ-430)

521.1*103=521100 м3/ч

521100:2=260550 м3/ч

берем вентилятор типа ВДН — 24 производительность 275. тыс. м3/ч

4.4 Выбор дымососов

Vдг=Кз*В*(V0г+(бд-1)*Vв0)*

Vг0=VN20+VR020+VH200

VN20=0.79*V0+0.008*N

VRo20=1.866*

VH200=0.111*Hp+0.0124*Wp+0.0161*V0 м3/ч

VN20=0.79*6.7+0.008*0.2=2.98604+0.0016=5.2 м3/ч

VR020=1.866* м3/ч

VH200=0.111*3.5+0.0124*8.5+0.0161*6.7 = 0.547 м3/ч

Vг0=6.9 м3/ч

Для Е-360-13.8-560КБТ (БКЗ-360-13.8-1С)

Vдг=1.2*39*(6.9+(1.4-1)*6.7)*1.1 = 493 м3/ч

Избираем дымосос ДН-26

Для Е-500-13.8-560КТ (Компьютерная томография — метод неразрушающего послойного исследования внутренней структуры объекта) (ТПЕ-430)

Vдг =1.2*55.9*(6.9+(1.4-1)*6.7)*1.1=706.8 м3/ч

Избираем дымосос — ДН-26х2-0.62

где, tд.г.=1200; бд=1.4; Кз=1.2.

Перечень литературы

1. СТО ИрГТУ.005-2007. Система менеджмента свойства. Учебно-методическая деятельность. Общие требования к оформлению текстовых и графических работ студентов. — Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2007. — 34 с.

2. Никифорова С.В., Сушко С.Н., Воронков В.В. «Термо и атомные электронные станции. Расчет термических схем ТЭЦ». Учебное пособие.

3. С.В. Никифорова «Тепломеханическое и вспомогательное оборудование электростанций». — Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2008. — 87 с.

]]>