(4 оценок, среднее: 4,75 из 5)
Загрузка...
Учебная работа. Проектирование тепловой схемы ТЭЦ для промышленного предприятия и жилого района
Министерство образования и науки Русской Федерации
ФГБОУ ВПО «ТАМБОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ технический УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Энергообеспечение компаний и теплотехника»
УТВЕРЖДАЮ
Зав. кафедрой Н.П.Жуков
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
к курсовой работе по «Источники производства теплоты»
на тему: «Проектирование термический схемы ТЭЦ для промышленного компании и жилого района»
Создатель работы Полянская Г.А. Группа БТЭ-31
Направление 140100.62 — «Теплоэнергетика и теплотехника»
Обозначение курсовой работы ТГТУ. 140100.019 ТЭ — ПЗ
Управляющий работы Н.Ю.Полунина
Нормоконтролер Н.Ю. Полунина
Тамбов, 2015 г.
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Начальные данные
Климатологические свойства района
1. Расчет термических нагрузок
1.1 Термическая перегрузка на отопление
1.2 Термическая перегрузка на вентиляцию
1.3 Расчетная термическая перегрузка на горячее водоснабжение
1.4 Промышленная термическая перегрузка
2. Расчет расширения пара в турбине
3. Определение расхода пара наружными пользователями
3.1 Расход пара на охладительные установки
3.2 Расход пара на отопление и горячее водоснабжение
4 Годичные графики расхода теплоты
5. Определение мощности турбины, расхода пара на турбину, выбор типа и числа турбин
5.1 Расчет мощностей турбин
5.2 Расход пара на подогреватель высочайшего давления
5.3 Расход пара на турбины ПТ-12-35/10
6. Выбор паровых котлов
7. Расчет годичный выработки пара и электроэнергии
7.1 Годичные расходы пара технологическими пользователями
7.2 Расход пара на отопление и горячее водоснабжение
7.3 Годичная выработка электроэнергии
7.4 Годичная выработка пара
7.5 Годичная выработка тепла для наружных потребителей
8. Определение КПД котлоагрегата и расхода горючего
9. Расчет характеристик термический экономичности ТЭЦ
10. Выбор вспомогательного оборудования ТЭЦ
11. Описание термический схемы ТЭЦ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
10 Список графического материала
10.1 Схема предварительной установки ТЭЦ
10.2 Сборка бойлерной ТЭЦ
10.3 Чертёж бойлерной установки
ВВЕДЕНИЕ
Цель данной курсовой работы — приобретение способностей проектирования термический схемы ТЭЦ для промышленного компании и жилого района.
Проектирование источников теплоснабжения, теплоподготовительных установок и термических сетей обязано базироваться, до этого всего, на требованиях, которые предъявляют к ним местные системы употребления тепла. Эти требования относятся как к количествам тепла, которые должны быть подведены к системе в согласовании с графиком употребления ею тепла в дневном и сезонном резервах, так и к нужным характеристикам подводимого теплоносителя, в главным к температуре, в время от времени и к давлению его.
От источников централизованного теплоснабжения — ТЭЦ и котельных — могут покрываться лишь те виды употребления тепла, которые соединены с низкотемпературными и отчасти со среднетемпературными действиями, приблизительно до 2500С. Такие процессы свойственны, до этого всего, для употребления тепла в коммунально-бытовых целях и в главном соединены с поддержанием данных нормами санитарно-гигиенических критерий во всех жилых, публичных и производственных помещениях, в каких повсевременно либо временами находятся люди. Эти условия включают требования к температуре, относительной влажности, скорости движения, также к чистоте воздуха снутри помещения [1].
Начальные данные
Климатический район — Владивосток.
характеристики свежайшего пара p0=11,85 МПа, t0=555 єC.
Промышленная паровая перегрузка:
температура отбираемого пара tпр=150 єС.
давление отбираемого пара pпр=1,4 МПа.
давление пара на теплофикацию pот=0,18 МПа.
Электронная перегрузка Nэ=6,6 МВт.
Расход пара на промышленную нагрузку .
Расход пара на технологические нужды .
Численность населения жилого фонда m=32 тыс. человек.
Размер отапливаемых производственных помещений
Vпр=35,123 тыс. м3.
Температурный график сетевой воды — 110/70 0С/0С.
Горючее — артемовское месторождение угля.
Климатологические свойства района
город — Владивосток;
Расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых спостроек:
-24 °С;
Расчетная отопительная температура внутреннего воздуха отапливаемых спостроек: t = 18 °С;
Расчетная вентиляционная температура: = -16 °С;
Средняя температура воздуха за отопительный сезон: — 4,8°С;
Длительность отопительного периода: 201 сут. = 4824 ч.
1. Расчет термических нагрузок
1.1 Термическая перегрузка на отопление
Наибольший термический поток на отопление жилых и публичных спостроек:
(1.1)
где — удельный термический поток, Вт/м2, принимаем 75 Вт/ м2. [7]
F — общая площадь жилых спостроек, м2;
K — коэффициент, учитывающий термический поток на отопление публичных спостроек, при отсутствии данных принимается равным 0,25; [3]
где m — норма жилой площади на 1-го человека, принимаем m=12 м2/чел.;
S — число обитателей.
Средний термический поток на отопление для средней tнср за отопительный сезон температуры внешнего воздуха:
(1.3)
где — средняя температура внешнего воздуха за отопительный период, єС;
1.2 Термическая перегрузка на вентиляцию
Наибольший термический поток на вентиляцию:
где K2 — коэффициент, учитывающий термический поток на вентиляцию публичных спостроек, принимается для зданий опосля 1985 г. — 0,6. [3]
Средний термический поток на вентиляцию для средней температуры воздуха за отопительный сезон:
где — расчетная температура воздуха на вентиляцию.
1.3 Расчетная термическая перегрузка на горячее водоснабжение
Средний термический поток на горячее водоснабжение (ГВС) спостроек:
где m — расчетное число потребителей жаркой воды;
a — норма расхода воды на ГВС при температуре 55 єС на 1-го человека в день, приживающего в здании с жарким водоснабжением, принимаемая зависимо от степени комфортности, л/сут; [3]
b — норма расхода воды на ГВС в публичных 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 прохладной (водопроводной) воды в отопительный период, принимается равной 5 єС. [3]
Наибольший термический поток на ГВС жилых и публичных спостроек:
Средний термический поток на ГВС в неотопительный (летний) период:
где tз,tл — соответственно температура прохладной (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 термическая перегрузка
Термическая перегрузка отопления промышленных спостроек
Термическая перегрузка отопления промышленных помещений в режиме самого прохладного месяца
где — температура воздуха снутри производственного помещения, оС;
— средняя температура более прохладного месяца, оС;
Теплова перегрузка отопления промышленных помещений в средне — отопительном режиме:
где — средняя температура отопительного сезона, оС.
2. Расчет процесса расширения пара в турбине
Технологические и отопительные пользователи теплоты употребляют 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 сиим характеристики пара могут быть определены опосля построения действий 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 характеристики пара в точке 2.
Построим процесс расширения пара в части высочайшего давления турбины. Для этого поначалу строится процесс изоэнтропного расширения пара до давления в производственном отборе и находятся характеристики в точке 3 по условию S3 = S2. Потом из соотношения:
определяем
По значению и давлению p3d = p3 = 0,6 МПа определяются положения и характеристики пара в точке 3d. Для турбин на средние характеристики пара . Изображение процесса расширения в ЧВД выходит 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.
Утраты давления в регулирующих органах принимаются таковыми же, как для ЧВД, — равными 10%. Внутренние относительные КПД по проточной части могут быть приняты последующими: [4]
Характеристики пара в нерегулируемых отборах находятся по положению точек пересечения изобар, соответственных давлениям в отборах, и линий расширения пара в турбинах типа ПТ и Р в координатах i-S диаграммы. Точки отбора обозначены последующими знаками:
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 характеристик пара в разных точках по проточной части турбин приведены в таблице 2.1.
По данным таблицы 2.2 определяются характеристики пара и конденсата в соответствующих точках схемы. Утраты 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 характеристик пара и конденсата сводятся в таблице 2.2.
Таблица 2.1 — характеристики 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 — характеристики пара и конденсата в соответствующих 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 (набросок 2.2)
Набросок 2.2 — процесс расширения пара в турбине
3. Определение расхода пара наружными пользователями
3.1 Расход пара на охладительные установки
Схема охладительной установки и изображенные процессы остывания в h-S диаграмме приведены на рисунках 2 и 3.
Набросок 3.1 — Схема и процесс остывания пара в ОУ 1.
Набросок 3.2 — Схема и процесс остывания 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; — толика 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
Набросок 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 главный подогреватель:
3.3 Расход пара на подпиточный узел жаркого водоснабжения
В связи с тем, что в термический схеме принята открытая схема жаркого водоснабжения, подпитка осуществляется водой, подготавливаемой в подпиточном узле, схема которого представлена на рисунке 3.4.
Набросок 3.4 — Схема узла подпитки
Расход пара на горячее водоснабжение:
где
Расход воды на горячее водоснабжение:
Тогда расход химически чистой воды составит:
4. Годичные графики расхода теплоты
Для погодных критерий г. Владивостока производится расчет и построение графиков часовых расходов теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, также годичного графика теплопотребления по длительности термический перегрузки. Определим, используя формулы пересчета часовые расходы на отопление и вентиляцию при температуре внешнего 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
Длительность,
n, ч
—
2
91
518
1350
2210
3320
4820
Рассчитаем термическую нагрузку на отопление по формуле (4.1):
МВт,
МВт,
=3628,2 МВт,
=36,
=366,
=36,
=36.
Рассчитаем термическую нагрузку на вентиляцию по формуле (4.2):
,
,
,
,
,
.
Рассчитаем термическую нагрузку на горячее водоснабжение:
, (4.3)
где поправочных коэффициент для жилых спостроек.
Таблица 4.4- Результаты расчета термических нагрузок на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение и суммарной перегрузки.
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 годичный график термических нагрузок.
Набросок 4.1-Годичный график термических 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 характеристики пара не имеет отборов пара на регенеративный обогрев питательной воды, потому расход пара на турбину равен расходу пара на ОУ2.
Мощность, развиваемая турбинами типа Р:
термический котел паровой турбина
где — механический КПД турбины;
— КПД электрогенератора. [4]
В согласовании с данными [4] нужна установка одной турбины типа Р-6-35/5.
свойства 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 таковой мощности нужно установить одну турбину типа ПТ-12-35/10. [4]
свойства турбины:
Исходные характеристики 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 высочайшего давления
Подогреватель высочайшего давления ПВД2 предназначен для нагрева питательной воды в количестве, соответственном 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 характеристики пара.
5.3 Расход пара на турбины ПТ-12-35/10
Для определения расхода пара на турбину типа ПТ нужно решить уравнение:
где — толики расходов пара на дэаэратор, ПВД1 и ПНД, соответственно; , , , — коэффициенты недовыработки мощности определяются по соотношениям.
Расчетное уравнение (4.4) для определения расхода пара быть может представлено в виде:
6. Подбор паровых котлов
Выбор типа и количества паровых котлов для ТЭЦ делается по наибольшему расходу пара с учетом данного вида горючего [4]. Суммарная производительность включенных котлов и один котел запасный обязана обеспечивать расход пара на все турбины и собственные нужды котельного цеха, составляющие 2 % от расхода пара на турбины.
Наибольшая производительность котельного цеха:
где — толика расхода пара на собственные нужды. [4]
На ТЭЦ следует установить 5 котлоагрегатов (1резервный) типа БКЗ-75-39-ФБ со последующими параметрами: единичная паропроизводительность 75 т/ч; давление пара 4,0 МПа; температура пара 440 єС; тепмпература питательной воды 145 єС. [4]
7. Расчет годичный выработки теплоты, пара и электроэнергии
7.1 Годичные расходы пара технологическими пользователями
Годичные 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.
Годичный расход тепла на вентиляцию:
Годичная перегрузка на отопление и вентиляцию распределяется меж пиковым и главным подогревателями последующим образом:
Годичные расходы пара на пиковый и главный подогреватели составляют:
Годичный расход пара на горячее водоснабжение:
Годичный расход пара на ПВД2:
Таковым образом, годичные 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 Годичная выработка электроэнергии
Определим годичную выработку электроэнергии турбиной Р-6-35/5:
Турбиной ПТ-12-35/10:
где — коэффициент использования установленной мощности. [4]
Суммарная годичная выработка электроэнергии турбинами равна
7.4 Годичная выработка пара
Годичный расход пара на турбины типа ПТ-12-35/10 находится из уравнения
Откуда
Годичная производительность котельной с учетом 2 % расхода пара на собственные нужды равна:
7.5 Годичная выработка тепла для наружных потребителей
Годичный расход тепла на промышленную нагрузку:
Годичный расход тепла на технологические нужды:
тут коэффициент 0,8 учитывает суммарные утраты тепла, связанные с утечками конденсата в паропроводах, также в связи с остыванием конденсата в трубопроводах. [4]
Годичный расход тепла на ГВС:
Годичный расход тепла на отопление:
Годичный расход тепла на вентиляцию:
Суммарный годичный отпуск тепла наружным пользователям:
8. Определение КПД котлоагрегата и расхода горючего
Величина КПД котлоагрегата, зКА, нужная для расчета расхода горючего, определяется согласно уравнению из термического баланса котлоагрегата:
где — сумма термических утрат.
Термо утраты с уходящими газами рассчитываются по формуле:
где — энтальпия уходящих газов, кДж/кг; — энтальпия прохладного воздуха (обычно принимается при температуре воздуха, 30 єС); — коэффициент излишка воздуха в уходящих газах за котлоагрегатом; — коэффициент излишка воздуха в топке, принимается по приложению Д; — сумма присосов по газовому тракту котла. [4]
Энтальпия товаров сгорания при и температура уходящих газов определяется по формуле:
где — энтальпия товаров сгорания при , кДж/кг. [4]
Для определения нужно выполнить расчеты по воздуху и продуктам сгорания.
По таблице определяем простый состав рабочей массы горючего 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]
На теоретическом уровне нужное количество воздуха:
Теоретический размер азота:
Размер трехатомных газов:
Теоретический размер водяных паров:
Полный размер товаров сгорания при :
Энтальпия товаров сгорания при :
Теплоемкости компонент товаров сгорания имеют последующие значения:
при температуре уходящих газов . [4]
Совсем
Энтальпия уходящих газов:
Термо утраты с уходящими газами:
Утраты тепла от хим и механической неполноты сгорания определяются по приложению Д и составляют [4]
Утраты 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 отысканных утрат тепла коэффициент полезного деяния котлоагрегата составит:
Годичный расход горючего на котлоагрегаты с учетом утрат 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 характеристик термический экономичности ТЭЦ
Годичный расход горючего на выработку тепла:
где — КПД, учитывающий утраты тепла в паропроводах. [4]
Годичный расход горючего на выработку электроэнергии:
Личный КПД по выработке электроэнергии:
Личный КПД по выработке термический энергии:
Удельные расходы горючего на выработку электроэнергии:
— натурального
— условного
Удельные расходы горючего на выработку термический энергии:
— натурального
— условного
10. Расчет и выбор оборудования ТЭЦ
Опосля расчета термический схемы ТЭЦ делается расчет и выбор оборудования: пароводяных сетевых подогревателей (главных и пиковых), пиковых водогрейных котлов, охладителей конденсата греющего пара, сетевых насосов, деаэратора подпитки, центральных баков аккумов(при открытых термических сетях), РОУ.
Паровые и водоводяные подогреватели.
Подогреватели сетевой воды (бойлеры) разделяются на две группы: главные(ОСП) и пиковые(ПСП). Главные предназначаются для работы в базовой части графика термических нагрузок ТЭЦ. Греющий пар к ним подводится из теплофикационных отборов турбин с давлением 30ч250 кПа. Обогрев сетевой воды в ОСП быть может доведен до 115ч119 °С. Предстоящий обогрев сетевой воды до 130ч150 °С делается в ПСП либо пиковых водогрейных котлах.
На ТЭЦ быть может одна либо несколько (блочный вариант) теплоподготовительных установок, работающих параллельно на общие выходные коллекторы прямой сетевой воды. В крайнем случае число подогревателей сетевой воды обязано быть наименьшим, по способности по одному всякого типа на турбину. В теплоподготовительных установках используются поверхностные кожухотрубчатые теплообменники, вертикальные и горизонтальные.
Для выбора теплообменников определяется расчетная поверхность термообмена, обычно, при максимально-зимнем режиме.
Выбор типоразмеров сетевых подогревателей, т. е. их поверхности нагрева, создают на основании поверочного термического расчета и конструктивных данных изготавливаемых заводами подогревателей.
Целью поверочного термического расчета является обоснование достаточности избранной поверхности термообмена для данных расчетных критерий. поверхности избранных теплообменников, обычно, превосходят требуемые по расчету, т. е. выбор поверхности нагрева теплообменника постоянно делается с неким припасом.
поверхность нагрева теплообменника находится по уравнению теплопередачи:
По ГОСТ 15119-79 принимаем — ПСВ-63-7-15.
Черта подогревателя:
Площадь поверхности термообмена — 63 м2;
Рабочее давление воды — 15•104 Па;
Рабочее давление пара — 7•104 Па;
Наибольшая температура воды на входе — 400 °С;
Номинальный расход воды: 2 ходовой — 240 т/ч, 4 ходовой 120 т/ч.
11. Описание термический схемы ТЭЦ
Принципная термическая схема ТЭЦ представлена на рис.1, показан котлоагрегат, турбоустановки ПТ-12-35/10; Р-16-35/5; термо пользователи. Турбоустановка ПТ-12-35/10 имеет регулируемые отборы — промышленный давлением 3,0 МПа (10ата), для отпуска пара на Создание, теплофикационным давлением 0,1 МПа для отпуска теплоты на отопление и ГВС.
Набросок 11.1- Принципная термическая схема ТЭЦ
Два нерегулируемых отбора давлением 0,48 МПа, давлением 0,085 МПа, для регенеративного обогрева питательной воды в подогревателе высочайшего 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 с помощью регулирующего клапана. Из бака деаэратора питательная вода подается питательными насосами (ПН) в ПВД-1 и в ПВД-2, в каких 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 обогрева дополнительной воды и воды для подпитки теплосети. Дальше эти потоки воды подогреваются паром из теплофикационного отбора в подогревателе сырой воды (ПСВ).
Опосля химводоочистки (ХВО) подпиточная вода направляется на узел подпитки теплосети, а дополнительная вода в сальниковом подогревателе (СП) греется паром из уплотнений турбин и подается в деаэратор (Д).
Охлажденный конденсат из дренажного теплообменника соединяется в сточную канаву, а конденсат из ПСВ и СП в деаэратор. Пар из регулируемого производственного отбора турбины ПТ и из противодавления турбины Р-16-35/5 технологическим пользователям поступает через охладительные установки ОУ-1 и ОУ-2. Вода для впрыска на охладительные установки подается из питательной полосы, а конденсат из охладительных установок направляется в деаэратор.
Пиковый подогреватель (ПП) сетевой воды подключен по пару к производственному регулируемому отбору, а главный подогреватель (ОП) — к теплофикационному отбору. Конденсат из пикового подогревателя поступает в паровое место основного подогревателя, из которого конденсат насосом перекачивается в станционный деаэратор. Подпиточный узел жаркого водоснабжения состоит из подпиточного деаэратора (ПД), водоводяного теплообменника (ВТ) и пароводяного теплообменника (ТП).
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В итоге курсовой работы на тему «Проектирование термический схемы ТЭЦ для промышленного компании и жилого района» по дисциплине «Источники производства теплоты» получены главные способности проектирования ТЭЦ.
В процессе приведен расчет термических нагрузок на отопление, вентиляцию и ГВС. Выбрана термическая схема ТЭЦ, турбины ПТ и Р, подобраны котлоагрегаты. Индивидуальностью турбины с противодалвением будет то, что у этих турбин отсутствует конденсатор. Отработавший пар, имеющий давление выше атмосферного, поступает в особый сборный коллектор, откуда направляется к термическим пользователям, отопительным либо производственным. Теплофикационные паровые турбины служат для одновременного получения электронной и термический энергии. Но главный конечный продукт таковых турбин — тепло. Термо электростанции, на которых установлены теплофикационные паровые турбины, именуются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). К теплофикационным паровым турбинам относятся турбины с противодавлением, с регулируемым отбором пара, также с отбором и противодавлением.
Рассчитан процесс расширения пара в турбине, годичные выработки пара и электроэнергии, КПД котлоагрегата и расход горючего, характеристики термический экономичности ТЭЦ.
Подобран теплообменник по рассчитанной площади нагрева. Для выбора теплообменников определена расчетная поверхность термообмена, обычно, при максимально-зимнем режиме. Выбор типоразмеров сетевых подогревателей, т. е. их поверхности нагрева, произведены на основании поверочного термического расчета и конструктивных данных изготавливаемых заводами подогревателей. Целью поверочного термического расчета является обоснование достаточности избранной поверхности термообмена для данных расчетных критерий.
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 компаний / Б.А. Ляликов. — Т.: ТПУ, 2008. — 172 с.
4. Источники производства теплоты. Расчет термический 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 термическим сетям / А.П. Сафонов.- Москва, 1980. — 401 с.
7. СНиП 2-04-07-86. Термо сети
8. СНиП 23-01-99. Строительная климатология.
]]>