54
1.Выбор и обоснование систем теплоснабжения. Выбор параметров теплоносителя , метода регулирования. 1.1 Выбор вида теплоносителя и его параметров. Проектируется централизованная система теплоснабжения промышленного узла на базе ТЭЦ . При выборе типа теплоносителя при теплоснабжении от ТЭЦ рекомендовано выбирать для технологических процессов пар , а для отопления , вентиляции , ГВС горячую воду . Вода в централизованной системе теплоснабжения в качестве теплоносителя для систем отопления , вентиляции , ГВС выбрана так как у нее ряд преимуществ по сравнению с паром : - большая удельная комбинированная выработка электроэнергии на базе теплового потребления, - возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или сочетание различного вида тепловой нагрузки при одинаковом соотношении расчетных нагрузок у абонента , что упрощает местное регулирование , - более высокий КПД системы из – за отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пара , который имеется в паровых системах , - более высокая аккумулирующая способность водяной сети при авариях. Вода выбрана в качестве теплоносителя и из таких соображений, что дальность передачи теплоты ( удаление предприятий и ЖКХ ) более 2 километров , что обеспечивает большую экономичность водяной сети . Пар круглосуточно необходим для технологии ( Ксут. 1 = 0,9 ; Ксут.1 = 0,8 ) и тем самым при небольших повреждениях паровой системы обеспечится более продолжительная работа предприятия. Выбор оптимального значения расчетных температур на ТЭЦ для сетевой воды комплексная Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 1

Курсовая Теплоснабжение района

Embed Size (px)

Citation preview

Page 1: Курсовая Теплоснабжение района

1.Выбор и обоснование систем теплоснабжения. Выбор параметров теплоносителя , метода регулирования.

1.1 Выбор вида теплоносителя и его параметров.

Проектируется централизованная система теплоснабжения промышленного узла на базе ТЭЦ . При выборе типа теплоносителя при теплоснабжении от ТЭЦ рекомендовано выбирать для технологических процессов – пар , а для отопления , вентиляции , ГВС – горячую воду . Вода в централизованной системе теплоснабжения в качестве теплоносителя для систем отопления , вентиляции , ГВС выбрана так как у нее ряд преимуществ по сравнению с паром : - большая удельная комбинированная выработка электроэнергии на базе теплового потребления, - возможность центрального регулирования однородной тепловой нагрузки или сочетание различного вида тепловой нагрузки при одинаковом соотношении расчетных нагрузок у абонента , что упрощает местное регулирование , - более высокий КПД системы из – за отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пара , который имеется в паровых системах , - более высокая аккумулирующая способность водяной сети при авариях. Вода выбрана в качестве теплоносителя и из таких соображений, что дальность передачи теплоты ( удаление предприятий и ЖКХ ) более 2 километров , что обеспечивает большую экономичность водяной сети . Пар круглосуточно необходим для технологии ( Ксут.1 = 0,9 ; Ксут.1 = 0,8 ) и тем самым при небольших повреждениях паровой системы обеспечится более продолжительная работа предприятия. Выбор оптимального значения расчетных температур на ТЭЦ для сетевой воды комплексная задача при решении которой учитываются : - изменение в расходе топлива , - изменения затрат по теплосетям и расходу электроэнергии , - изменения затрат по тепловым установкам . При сравнении температурных графиков 150/70 и 95/70 явно , что количество воды для 150/70 в 3,3 раза меньше , - уменьшается расход электроэнергии , - уменьшается необходимый диаметр труб , но при этом растут теплопотери. Поэтому в данном расчете принимаем „ золотую середину ” 130/70 , учитывая так же , что в настоящее время большинство теплосетей отдают предпочтение этому параметру.

1.2 Выбор метода регулирования.

Как известно , регулирование тепловой нагрузки возможно в различных точках тепловой сети ( центральное , групповое , местное , индивидуальное ). Задан метод центрального регулирования. А для обеспечения высокоэффективного теплоснабжения необходимо регулировать отпуск как минимум на трех уровнях , обязательно включающих индивидуальный.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

1

Page 2: Курсовая Теплоснабжение района

Центральный качественный метод представляет собой регулирование отпуска теплоты за счет изменения температуры теплоносителя на входе в систему ( при постоянном расходе теплоносителя ) и может обеспечить более стабильный тепловой режим , нежели количественный метод . Но при этом возрастает потребление энергии питательными насосами , связанное с постоянством расхода теплоносителя . Но качественное регулирование возможно не на всем промежутке температур отопительного периода , это связано с условиями ГВС . По [1] п.7.6 принимаем температуру воды в подающем трубопроводе не менее 70º , а температуру воды в местах водоразбора 60º по п.14.10 . По п.6.11[1] выбираем двухтрубную водяную тепловую сеть подающую одновременно теплоту на отопление , ГВС, вентиляцию.

1.3 Выбор систем теплоснабжения.

По рекомендациям [2] стр.86-100 принимаем водяную систему

закрытого типа , где вода из сети не отбирается , а используется

только в качестве теплоносителя . Схема присоединения абонентских

установок ниже на Рисунке 1 .

Для отопления принимаем зависимую схему с центробежным смесительным насосом и элеватором ( дешевле и проще в регулировании , а так же допустимое давление в отопительных приборах 6 атмосфер , то есть жесткая гидравлическая связь сети с приборами , являющаяся недостатком зависимой схемы , работе нашей сети не помешает , так как температурный график выбранный выше обуславливает максимальное давление воды в сети около 4 атмосфер ) . Для гидравлической изолированности водопроводной воды от сетевой и

упрощения санитарного контроля за качеством воды на ГВС, а так же

упрощения контроля герметичности теплофикационной системы выбираем

независимое присоединение нагрузки ГВС. Все три вида нагрузки

присоединяем к тепловой сети параллельно. То есть расход теплоносителя будет

складываться из суммы его расходов на отдельные виды нагрузки. Все

необходимое оборудование, по возможности, будем располагать в групповых

тепловых пунктах (ГТП). Это благоприятно скажется на уровне шума и

упростит обслуживание установок. Регулирование должно проводится по

совмещенным нагрузкам отпуска теплоты на отопление, вентиляцию, ГВС . По

Page 3: Курсовая Теплоснабжение района

степени централизации – групповое, так как один источник на несколько

предприятий.

Рисунок 1. Принципиальная схема ГТП.1 - воздухораспределитель; 2 - калорифер; 3 - регуляторы расхода (по давлению и температуре); 4 - воздухозборник; 5 - воздушник; 6 - стояки воздоразборных кранов; 7 - нагревательные приборы; 8 - элеватор; 9 - моделирующее устройство ( импульс температуры наружного воздуха ) ; 10 - регулируемый циркуляционный насос; 11 - циркуляционный насос; 12 - бак-аккумулятор; 13 -ЦБ вентилятор; 14 - обратный клапан; 15 - подогреватель ГВС.

2. Расчет нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха ( технологическое потребление не учитывается ). Температурный график сети.

2.1 Расчет тепловых нагрузок в зависимости от температуры воздуха t вр -- t н

2.1.1 На отопление : Qо = Q′о ∙ ------------ ( 1 ) t вр -- t нр

tвр -- tн

2.1.2 На вентиляцию : Qв = Q′в ∙ ------------ ( 2 ) tвр -- tнр л з ( 55 - tл )

2.1.3 На горячее водоснабжение : Qср.ГВС = Qср.ГВС ∙ ----------- ∙ β ( 3 ) ( 55 - tз )

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

3

Page 4: Курсовая Теплоснабжение района

2.1.4 Суммарная нагрузка : ∑Q = Qо + Qв + Qср.ГВС ( 4 ) ( технологическое потребление не учитывается )где tвр - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых помещений ( для жилых зданий 18°C , для производственных 16°C ) tнр - расчетная температура наружного воздуха(по[3]принимаем минус30°C) tн – текущая температура наружного воздуха tл , tз – температура холодной воды ( tз =5°C , tл = 15°C ) ( по [4] ). Q′о,Q′в,Qср.ГВС ( МВт ) – максимальные ( расчетные ) расходы теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение соответственно β – коэффициент , учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному ( принимаем β =1 для промышленных предприятий и β = 0,8 для жилищного сектора).

2.1.5Тепловые нагрузкиНПЗ(технологическое потребление не учитывается)

Произведенные расчеты нагрузок по формулам(1),(2),(3),(4)для НПЗ занесены в таблицу 1. По данным таблицы построен график нагрузок Рисунок 2.

Таблица 1 .Н агруз ки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение предприяти я НПЗ в зависимости от температуры наружного воздуха . 2. 1. 6Т еп ло вы е

нагрузкиЦБК(технологическое потребление не учитывается)

Произведенные расчеты нагрузок по формулам ( 1 ), ( 2 ), ( 3 ), ( 4 ) для ЦБК занесены в таблицу 2.По данным таблицы построен график нагрузок Рисунок 2.

Таблица2.Н агруз ки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение предприяти я ЦБК зависимости от температуры наружного воздуха .

t н

Qо.нпз Qв.нпз Qгвс.нпз ∑Qнпз

-30ºC 55,00 МВт 15,00 МВт

7,50 МВт

77,50 МВт-20ºC 43,04 МВт 11,74 МВт 62,28 МВт-10ºC 31,09 МВт 8,48 МВт 47,07 МВт0ºC 19,13 МВт 5,22 МВт 31,85 МВт10ºC 7,17 МВт 1,96 МВт 16,63 МВт15ºC 6,00 МВт 6,00 МВт

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

4

Page 5: Курсовая Теплоснабжение района

Рисунок 2. График нагрузок предприятий ЦБК и НПЗ в зависимости от температуры наружного воздуха.

2.1.7 Тепловые нагрузки ЖКХ

Произведенные расчеты нагрузок по формулам(1),(2),(3),(4)для ЖКХ занесены в таблицу 3. По данным таблицы построен график нагрузок Рисунок 3.

Таблица 3. Н агруз ки на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение ЖКХ в зависимости от температуры наружного воздуха

МВт

Qt н

Qо.цбк Qв.цбк Qгвс.цбк ∑Qцбк

-30ºC 80,00 МВт 45,00 МВт

10,00 МВт

135 МВт-20ºC 62,61 МВт 35,22 МВт 107,83МВт-10ºC 45,22 МВт 25,43 МВт 80,65 МВт0ºC 27,83 МВт 15,65 МВт 53,48МВт10ºC 10,43МВт 5,87МВт 26,30 МВт15ºC 8,00 МВт 8,00т

МВт

Qt н

Qо.жкх Qв.жкх Qгвс.жкх ∑Qжкх

-30ºC 30,00 МВт 5,00 МВт

10,00 МВт

45,00 МВт-20ºC 23,75 МВт 3,96 МВт 37,71 МВт-10ºC 17,5 МВт 2,92 МВт 30,42 МВт0ºC 11,25 МВт 1,88 МВт 23,13 МВт10ºC 5,00 МВт 0,83 МВт 15,83 МВт15ºC 6,40 МВт 6,40 МВт

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

5

Page 6: Курсовая Теплоснабжение района

Рисунок 3. График нагрузок предприятий ЖКХ в зависимости от температуры наружного воздуха. 2.1.8 Суммарные нагрузки на отопление , вентиляцию и горячее

водоснабжение

1) на отопление : ∑Qо = Qо.цбк + Qо.нпз + Qо.жкх ( 5 ) 2) на вентиляцию : ∑Qв = Qв.цбк + Qв.нпз + Qв.жкх ( 6 ) 3) на горячее водоснабжение:∑Qгвс=Qгвс.цбк+Qгвс.нпз+Qгвс.жкх ( 7 ) 4) суммарная нагрузка : ∑Q = ∑Qо + ∑Qв + ∑Qгвс. ( 8 ) Результаты вычислений по формулам ( 5 ),( 6 ),( 7 ),( 8 )занесены в таблицу4.

И построен график - Рисунок 4.Таблица 4.Таблица суммарных нагрузок на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение предприятий и ЖКХв зависимости от температуры воздуха .

МВт

Qt н

∑Qо ∑Qв ∑Qгвс ∑Q

-30ºC 165,00 МВт 65,00 МВт

27,50 МВт

257,50 МВт-20ºC 129,40 МВт 50,91 МВт 207,82 МВт-10ºC 93,80 МВт 36,83 МВт 158,14 МВт0ºC 58,21 МВт 22,74 МВт 108,45 МВт10ºC 22,61 МВт 8,66 МВт 58,77 МВт15ºC 20,40 МВт 20,40 МВт

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

6

Page 7: Курсовая Теплоснабжение района

. Рисунок 4. График суммарных нагрузок на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение предприятий и ЖКХ в зависимости от температуры наружного воздуха. Суммарный график нагрузок системы централизованного теплоснабжения промышленного узла на базе ТЭЦ.

2.1.9 Суммарные нагрузки предприятий и ЖКХ в зависимости от температуры наружного воздуха ( технологическое потребление не учитывается ). Суммарный график нагрузок системы централизованного теплоснабжения промышленного узла на базе ТЭЦ.

По результатам предыдущих вычислений ( данные в таблицах 1, 2, 3, 4 ) строим суммарные нагрузки предприятий и ЖКХ в зависимости от температуры наружного воздуха и суммарный график нагрузок системы централизованного теплоснабжения промышленного узла на базе ТЭЦ – Рисунок 5.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Page 8: Курсовая Теплоснабжение района

Рисунок 5. График суммарных нагрузок предприятий и ЖКХ в зависимости от температуры наружного воздуха. Суммарный график нагрузок системы централизованного теплоснабжения промышленного узла на базе ТЭЦ.

2.2 Средние нагрузки на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжениеСуммарное круглогодичное теплопотребление. t вр -- tср.н

2.2.1 Средняя нагрузка на отопление : Qср.о = Q′о ∙ ------------ ( 9 ) t вр -- t нр

2.2.2 Средняя нагрузка на вентиляцию: Qср.в = Q′в ∙ 0,4666 ( 10 ) 2.2.3 Средняя нагрузка на горячее водоснабжение по формуле ( 3 ). Средняя температура наружного воздуха за отопительный период определяем по [ 3 ] - tср.н = - 4,4 . ( [ 2 ] Приложение 1. )

Результаты расчетов по формулам для предприятий и ЖКХ в таблице 5. Таблица 5: Таблица средних нагрузок на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение предприятий и ЖКХ.

Qср.о Qср.в

зQср.гвс

лQср.гвс

НПЗ 25,67 МВт 7,00 МВт 6,00 МВт 7,50 МВт

ЦБК 37,33 МВт 21,00 МВт 8,00 МВт 10,00 МВт

ЖКХ 14,00 МВт 2,33 МВт 6,40 МВт 10,00 МВт

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

7Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

8

Page 9: Курсовая Теплоснабжение района

2.3 Годовое потребление теплоты в жилых зданиях ( в ГДж/год )

2.3.1 На отопление : Qо.год = 86,4 ∙Qср.о ∙ nо ( 11 ) 2.3.2 На вентиляцию : Qв.год = 3,6 ∙Qср.в ∙ nо ∙ z ( 12 ) з л 2.3.3 На горячее водоснабжение:Qгвс.год =86,4∙[Qср.ГВС∙nо+Qср.ГВС(n-nо)] (13)

Все данные для формул (11), (12), (13) находим из [2,3,5] .Продолжительность отопительного периода в сутках, соответствующая периоду со средней температурой наружного воздуха минус 8°C и ниже по [ 3 ] nо = 219 суток . Усредненное за отопительный период число часов работы систем вентиляции общественных зданий в течении суток по [ 5 ] z = 16 часов. Расчетное число суток в году работы системы горячего водоснабжения по [ 5 ] n = 350 суток. Результаты годового потребления теплоты в жилых зданиях определенные по формулам (11), (12), (13) занесены в таблицу 6.

2.4 Годовое потребление теплоты на предприятиях ( в ГДж/год ) ( технологическое потребление не учитывается ). - 3

2.4.1 На отопление:Qо.пп.год =3,6∙[Qср.о∙(zп∙nо+Qдеж.о∙(24-zп)∙nо] (14)

2.4.2 На вентиляцию: Qв.пп.год =3,6∙[Qср.в∙zв∙nо+Qдеж.о∙(24-zв)∙nо] (15)

2.4.3 На горячее водоснабжение:Qгвс.пп.год = 3,6 ∙Qгвс.пп ∙ nп ∙ T (16)

Все данные для формул (14) , (15) , (16) даны в задании. Расхода теплоты на дежурное отопление ввиду круглосуточной работы предприятия нет Qдеж.о = 0. Число работы предприятий в сутки составляет zп = 24 часа. Число суток работы предприятий в году : НПЗ nп = 6500/24 = 270суток, ЦБК nп = 6000/24 = 250суток. nо = 217 суток, T-число часов использования горячей воды, ч/сут. ( 24 ч/сут. ). Результаты годового потребления теплоты на предприятиях определенные по формулам (14), (15), (16 ) занесены в таблицу 6.

Таблица 6. Таблица годового потребления теплоты в жилых зданиях и на предприятиях ( технологическое потребление не учитывается )

Qгод.о Qгод.в Qгод.гвс ∑Qгод

НПЗ 481012,33 ГДж/год

131939,73 ГДж/год

209563,20 ГДж/год

822515,25 ГДж/год

ЦБК 326575,21 ГДж/год

393668,55 ГДж/год

279417,60 ГДж/год

999661,36 ГДж/год

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

9

Page 10: Курсовая Теплоснабжение района

ЖКХ 262479,52 ГДж/год

29160,63 ГДж/год

270432,00 ГДж/год

562072,15 ГДж/год

2.5 Общее годовое потребление теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение на предприятиях и ЖКХ. ( в ГДж/год )

2.5.1 Общее годовое потребление теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение

1) На отопление : ∑Qгод.о = Qгод.нпз.о + Qгод.цбк.о + Qгод.жкх.о (17)2) На вентиляцию: ∑Qгод.в = Qгод.нпз.в + Qгод.цбк.в + Qгод.жкх.в (18)

3)На горячее водоснабжение:∑Qгод.гвс=Qгод.нпз.гвс+Qгод.цбк.гвс+Qгод.жкх.гвс(19)

Результаты вычислений по формулам (17), (18), (19) в таблице 7. Таблица 7.Общее годовое потребление теплоты на отопление, вентиляцию,

горячее водоснабжение (технологическое потребление не учитывается).

отопление вентиляция горячее водоснабжение

годовое потребление

теплоты1070067,05 ГДж/год 554768,91 ГДж/год 759412,80 ГДж/год

2.5.2 Общее годовое потребление теплоты предприятиями и ЖКХ ( технологическое потребление не учитывается ) ( в ГДж/год )

1) Предприятие НПЗ:∑Qгод.нпз =Qгод.нпз.о+Qгод.нпз.в +Qгод.нпз.гвс (20)

2) Предприятие ЦБК:∑Qгод.цбк =Qгод.цбк.о+Qгод.цбк.в +Qгод.цбк.гвс (21)

3) ЖКХ : ∑Qгод.жкх =Qгод.жкх.о+Qгод.жкх.в +Qгод.жкх.гвс (22)

Результаты вычислений по формулам (17), (18), (19) в таблице 8. Таблица 8. Общее годовое потребление теплоты предприятиями и ЖКХ ( технологическое потребление не учитывается )

НПЗ ЦБК ЖКХ

годовое потребление теплоты 822515,25 ГДж/год 999661,36 ГДж/год 562072,15 ГДж/год

2.6 Общее суммарное годовое потребление теплоты

1) Предприятий и ЖКХ:∑Qгод=∑Qгод.нпз+∑Qгод.цбк+∑Qгод.жкх (23) 2) По нагрузкам:∑Qгод=∑Qгод.о+∑Qгод.в+∑Qгод.гвс (24)

∑Qгод = 562072,15 + 999661,36 + 822515,25 = 2384248,76 ГДж/год

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

10

Page 11: Курсовая Теплоснабжение района

2.7 Расчет регулирования отпуска теплоты на отопление.

Расчет произведем по методике изложенной в [2] стр.138-143. Температура сетевой воды перед отопительной установкой: ___ 0, 8 τ'о3 - τ'о2 ___

τо1 = t вр + ( τ'пр - t вр ) ∙ (Qо) + {τ'о1 -- τ'о2 -- —――――—} ∙ Qо , ( 25 ) 2

τ'о3 - τ'о2 95+70 где τ'пр = --------------- = -------- = 82,5 °C - среднеарифметическая температура 2 2 воды в отопительной установке ; Относительная тепловая нагрузка на отопительную установку при t тек : __ Qо Qо ∙ ( t тек ) 1 ( t вр - t тек ) ( 18 - t тек ) Qо = ------ = ------------- = ----------- ∙ Qmax.о.з ∙ -------------------- = -------------- ; ( 26 ) Q'о Qmax.о.з Qmax.о.з ( t вр - t нр ) ( 18 + 30 )

Температура сетевой воды после отопительной установки : Qо Qо ∙ G ∙ cр ∙ (τ'о1 -- τ'о2) Qо

τо2 = tо1 -- -------- = tо1 -- ------------------------------------ = tо1 -- (τ'о1 -- τ'о2) ∙ ------ ( 27 ) Wо Wо ∙ G cр ∙ (τ'о1 -- τ'о2) Wо -----

где Wо - относительный эквивалент расхода воды, при качественном регулировании равен 1 ; Температура воды после элеватора ( из аналогичных (27 ) соображений ) :

τо3 = tо2 + (τ'о3 -- τ'о2) ∙ Qо. τо3 = tо2 + ( 95-70) ( 28 )

Эквивалент расхода сетевой воды на отопление :

Qо ∙ Qmax.о.з Qо

Wо = ------------------- = ------------- ( 29 ) τо1 -- τо2 τо1 -- τо2

При tтек = - 5,6 °C имеем τо1 = 70°C , то есть тот предел температуры , который обусловлен требованиями к температуре воды в местах водоразбора – это координаты точки излома на температурном графике . При достижении этой точки становится невозможным качественно регулировать отпуск ( центральным методом ) , поскольку дальше нельзя понижать τо1 . При переходе на этот режим регулируем отпуск теплоты понижением расхода теплоносителя, что нарушает работу элеватора. Этот недостаток ликвидируется включением циркуляционного насоса 10 ( Рисунок 1 ) , который поддерживает постоянство расхода воды в местной системе отопления . При этом в отопительной установке осуществляется качественное регулирование ,

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Page 12: Курсовая Теплоснабжение района

то есть температуры τо2 и τо3 имеют такие же значения , как при центральном качественном регулировании . В таком случае регулирование возможно осуществлять так же элеватором с переменным диаметром сопла . Результаты расчетов по формулам 25-29 сведем в таблицу 9 . Таблица 9:Результаты расчетов регулирования отопительной нагрузки .

tн, ºC____

Qо τо1, ºC τо2, ºC τо3, ºC Wо, Вт/К

-30 1 130 70 95 2750000-25 0,896 118,12 64,36 86,76 2750000-20 0,792 106,08 58,56 78,36 2750000-15 0,688 93,85 52,57 69,77 2750000-10 0,583 81,27 46,29 60,87 2750000-5,6 0,492 70 40,48 52,78 2750000

Точка излома Качест Колич Качест Колич Качест Колич Количественное

-5 0,479 68,54 70 39,8 39,8 51,76 51,76 26170530 0,375 55,46 70 32,96 32,96 42,34 42,34 16704915 0,271 41,9 70 25,64 25,64 32,42 32,42 100800310 0,167 27,64 70 17,62 17,62 21,8 21,8 526060

2.8 Расчет регулирования отпуска теплоты на вентиляцию Расчитываем водо-воздушный теплообменник (калорифер),нагревающий воздух наружный до температуры в помещении, при этом немного завысим до 18 температуру производственного помещения. Используя [2]стр.139-141 решив систему уравнений находим эквивалент расхода сетевой воды на вентиляцию.

0,85

Wп Wп

α ∙ ----- -- β ∙ {------} -- 0,5 = 0 Wв Wв

τо1 -- tв2

α = { ---------- -- 0,5 } ( 30 ) tв1 -- tв2

0,15 0,5 0,35

1 W 'п W 'в Wв

β = ----- ∙ { ----- } ∙ { ------- } ∙ { ------- } ω ос W 'м W 'м W 'м

Q'в 65000000 -эквивалент расхода первичного где W 'п = ----------------- = --------------- = 1083333,3 Вт/К теплоносителя (греющего), воды τ'о1 -- τ'о2 130 – 70 при расчетной температуре воздуха ;

Q'в 5000000 - эквивалент расхода вторичного W 'в = --------------- = -------------- = 1354166,6 Вт/К ( нагреваемого ) теплоносителя tвр - t нр 18 + 30 воздуха при расчетной температуре.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

11Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

12

Page 13: Курсовая Теплоснабжение района

W 'м = W 'п = 1083333,3 Вт/К – меньший из эквивалентов расхода ; Wм,Wв – текущие значения эквивалентов расхода первичного и вторичного теплоносителей.Wв =W 'в = 1354166,6 Вт/К ввиду того, что применяется качественное

регулирование вентнагрузки; tв1, tв2 – температуры нагреваемого теплоносителя на горячем (tв1 ) и холодном (tв2) концах ( tв1 = tвр = 18°C, tв2 = tтек).

Основной режимный коэффициент калорифера при tнр .

Q'в 65000000 -основной режимный ω ос = --------------- = ---------------------- = 0,566 коэффициент ( 31 ) ∆ t'∙W 'м 06 ∙ 1083333,3 калорифера при tнр

τ'1 -- τ'2 t'в1 - t'в2 130+70 18+30 - среднеарифметический∆t' = --------- -- ----------- = ---------- -- ------- = 106 °C, температурный напор в 2 2 2 2 калорифере ;

Qв - температура сетевой τв2 = τо1 -- ------- воды после ( 32 ) Wм вентиляционной установки:

По таблице 1 принимаем τо1, так как регулирование происходит по отопительной

нагрузке (τв2=τо1). Значительное захолаживание обратной воды, после точки излома обусловлено режимом при котором происходит теплообмен. За создание этого режима отвечает автоматический регулятор 5 ( Рисунок 1 ). Результаты расчетов по системе уравнений ( 30 ) сведем в таблицу 10. Таблица 10.Результаты расчетов регулирования нагрузки на вентиляцию.

tн, ºC____

Qо τо1, ºC α Wп, Вт/К τв2, ºC

-30 1 130 2,8333 1083558 70,01-25 0,896 118,12 2,8284 1089135 64,65-20 0,792 106,08 2,8179 1101253 59,33-15 0,688 93,85 2,7985 1124255 54,04-10 0,583 81,27 2,7596 1172916 48,96-5,6 0,492 70 2,7034 1249819 44,41-5 0,479 70 2,7843 1141614 43,270 0,375 70 3,3889 667669 33,495 0,271 70 4,5 357814 20,7710 0,167 70 7 166182 4,68

2.9 Расчет регулирования отпуска теплоты на горячее водоснабжение

Расчет ведем по основным уравнениям ТМО и уравнению характеристики конвективных теплообменных аппаратов, модифицированному автором [2]. Приведем все зависимости, которые используем в расчете и методику :

Характеристика конвективного ТМО аппарата : Q = ε∙W м ∙▽ , Вт ( 33 )

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

13

Page 14: Курсовая Теплоснабжение района

ω (Wм / Wб - 1)

1 - e Коэффициент эффективности : ε = ------------------------------------ ( 34 ) ω (Wм / Wб - 1)

1 – (Wм / Wб) ∙ e

Режимный коэффициент : ω = k ∙ F / Wм , ( 35 )

Максимальная разность температур : ▽ = τо1 – t з = τо1 – 5 , °C ( 36 )

Уравнение теплопередачи : Q = k ∙ F ∙ ∆t , Вт ( 37 )

1)В расчете подразумеваем использование противоточного аппарата и средне логарифмической разности температур ;

2)Режимный коэффициент зависит от параметров теплообменника и режима его работы и в ходе регулирования будет меняться, но расчитать его для каждого режима трудно, т.к. нужна зависимость для k и нужно знать F.

Примем режим с максимальным пропуском воды через теплообменник по [2]за основной и определим для него режимный коэффициент ω. На все другие режимы производим пересчет по формуле ω = Ф ∙ √ (Wб / Wм) , где Ф - параметр теплообменника Ф = kос ∙ F / √ (Wпос / Wвос) – величина постоянная. Индекс ос означает основной режим. Из совместного решения ( 35) ( 37 ) :Ф = Qmax.гвс.з / ( ∆tос ∙ √ (Wпос / Wвос) ). Расчетный период имеет место при минимальной температуре в подающей линии, т.е. левее точки излома. Температуру обратной воды с ГВС в точке излома и левее примем 20°C. Тогда Wпос = Qmed.гвс.з / (τо1 -- τг2) = 550000 / (70-20)= 550000 Вт/К. Из следующего подпункта (3) находим эквивалент вторичного теплоносителя, Wв = 500000. Посчитав для основного режима подпункты 8 и 9,получим ∆ t ос =12,33°C. Тогда параметр теплообменника : Ф = 27500000 / ( 12,33 ∙ √ ( 550000 / 500000) ) = 4,2531.. 3) Определим эквивалент расхода водопроводной воды (нагреваемого вторичного теплоносителя ) Wв= Qmеd.гвс.з /( tг1 - tг2 ) = 27500000 / ( 60-5 ) = 500000 Вт/К.На протяжении всего расчета он постоянен. 4)Определяем максимальную разность температур по формуле (36). 5)Задаемся температурой греющего теплоносителя(сетевой воды) на выходе τг2.

6)Определим эквивалент расхода сетевой воды: Wп = Qmеd.гвс.з / (τо1 -- τг2) . 7)Из полученных Wп ,Wв выбираем больший Wб и меньший Wм.

8)Определяем режимный коэффициент ω. 9)Определяем большую∆tб и меньшую разности температур∆tм. ∆tб - ∆tм 10)Определим среднелогарифмическую разность температур:∆t= ----------------; (температурный напор ) Ιn (∆tб / ∆tм) 11)Находим коэффициент эффективности ε по формуле ( 34 )

Page 15: Курсовая Теплоснабжение района

12)Определим количество переданной теплообменником теплоты Q по ф. (33). 13)Сравнивая полученное Q с расчетным Qmed.гвс.з=27500000Вт корректируем τг2.

Результаты расчетов сведем в таблицу 11 . Таблица 11. Результаты расчетов регулирования нагрузки на ГВС.

tн, ºC τо1, ºC τг2, ºC ω ε Wп, Вт/К

-30 130 7,09 6,358 0,9833 223759-25 118,12 7,84 6,0224 0,9749 249365-20 106,08 8,98 5,6511 0,9607 283213-15 93,85 10,79 5,2266 0,9348 331086-10 81,27 14,05 4,7021 0,8814 409104-5,6 70 20 4,4607 0,8462 550000-5 70 20 4,4607 0,8462 5500000 70 20 4,4607 0,8462 5500005 70 20 4,4607 0,8462 55000010 70 20 4,4607 0,8462 550000

3.Средневзвешенная температура возвращаемого теплоносителя Поток обратной сетевой воды образован смешением потоков после отопительной, вентиляционной и горячего водоснабжения установок. Связь между расходом и его эквивалентом по формуле : W = G ∙ cр , где cр = 4190 Дж/(кг°C)–теплоемкость. Температура этой смеси определяется по формуле смешения: τо2 ∙Gо + τв2 ∙Gв + τг2 ∙Gгвс τо2 ∙ Wв + τв2 ∙ Wв + τг2 ∙ Wв

τ2 = -------------------------------------------- = ---------------------------------------------- ( 38 ) G Σ W Σ

Результаты расчетов сведем в таблицу 12. В качестве комментариев скажем , что при температурах наружного воздуха ниже минус 5,6°C отопление и вентиляция регулируются центральным качественным , а горячее водоснабжение местным количественным способами. При tтек больше минус 5,6°C отопление регулируется количественно на источнике и качественно ГТП, вентиляция количественно на месте, горячее водоснабжение центрально качественно. Местное количественное регулирование обеспечивают автоматические регуляторы 3 (Рисунок 1). По данным таблицы 12 построен температурный график регулирования тепловой сети Рисунок 6 и график общесетевых расходов воды по типам нагрузки Рисунок 7. Таблица 8 . Результаты расчета температурного графика тепловой сети.

tн, ºC τ1, ºC τо2, ºC τв2, ºC τг2, ºC Gо,кг/с Gв,кг/с Gг,кг/с G∑,кг/с τ2, ºC

-30 130 70 70,01 7,09 656,33 258,61 53,403 958,33 67,23-25 118,12 64,36 64,65 7,84 656,33 259,94 59,514 975,78 62,14-20 106,08 58,56 59,33 8,98 656,33 262,83 67,593 986,75 55,37-15 93,85 52,57 54,04 10,79 656,33 268,32 79,018 1003,7 49,67-10 81,27 46,29 48,96 14,05 656,33 279,93 97,638 1033,9 43,97-5,6 70 40,48 44,41 20 656,33 298,29 131,26 1085,9 39,08-5 70 39,8 43,27 20 624,59 272,46 131,26 1028,3 38,19

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

14

Page 16: Курсовая Теплоснабжение района

0 70 32,96 33,49 20 398,68 159,35 131,26 689,29 30,615 70 25,64 20,77 20 240,57 85,397 131,26 457,24 23,1110 70 17,62 4,68 20 125,55 39,662 131,26 296,48 16,9

Рисунок 6. Температурный график регулирования тепловой сети.

Рисунок 7. Общесетевые расходы воды по типам нагрузки.

4. Продолжительности тепловой нагрузки (график Россандера). По данным [ 2 ] ( данные приведены в таблице 9 ) строим график продол жительности тепловой нагрузки ( график Россандера ) Рисунок 8. Таблица 9. Длительность стояния температур.

tн, ºC -30 -25 -20 -15 -10 -5 0 10n,час 42 102 275 635 1300 2070 3800 5210

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

15Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

16

Page 17: Курсовая Теплоснабжение района

Рисунок8.График продолжительности тепловой нагрузки(графикРоссандера).

5. Расчет технологической нагрузки предприятий ЦБК и НПЗ.

5.1 Тепловая нагрузка по пару предприятий. В данных задана нагрузка по пару и количество часов работы предприятий в год.По известным параметрам и расходу пара по формуле (39) находим тепловую нагрузку на технологию заданных предприятий. Qтех = Dп ∙ (( hг.п – ср ∙ tх.в ) – кв.к ∙ ср ∙ ( t.к - tх.в)) ( 39 ), Где Dп - расчетный расход пара, кг/с (задан по 200т/ч на предприятия НПЗ и ЦБК), кв.к – коэффициент возврата конденсата (задан 0,8) , t.к - температура возврата конденсата ( задана 70°C ) , tх.в – температура холодной воды ( задаемся 30°C ) , hг.п – энтальпия пара с заданным давлением и температурой (заданы в задании).

5.1.1 Нагрузка ЦБК Qтех.цбк=(200000/3600)∙((2916,4-4,18∙30)-0,8∙4,18∙(70-30))=147,513МВт.

5.1.2 Нагрузка НПЗ Qтех.ннз=(200000/3600)∙((2902,3-4,18∙30)-0,8∙4,18∙(70-30))=146,841МВт.

5.1.3 Суммарная технологическая нагрузка по пару предприятий НПЗ и ЦБК. ∑Qтех.пар = 147,513 + 146,841 = 294,354 МВт. По данным расчетов построен график технологических нагрузок по пару Рисунок9 предприятий НПЗ и ЦБК. Там же указана и суммарная нагрузка.

Page 18: Курсовая Теплоснабжение района

Рисунок9.График технологических нагрузок по пару.

5.2 Годовая технологическая нагрузка предприятий. По формуле (40) определяем годовые нагрузки на технологию в ГДж/год.

Qтех.год = 3,6 ∙ Qтех ∙ zгод ( 40 ), где zгод – время использования максимальной тепловой нагрузки, ч/год (задано).

5.2.1 Годовая технологическая нагрузка ЦБК Qтех.годЦБК=3,6∙147,513∙6500=3451804,2

5.2.2 Годовая технологическая нагрузка НПЗ Qтех.годНПЗ=3,6∙146,841∙6000=3171765,2

5.2.3 Суммарная годовая технологическая нагрузка ∑Qтех.год=6623569,4 ГДж/год.

6. Выбор типа турбин. Расчет тепловой схемы турбины.

. 6.1 Тепловые нагрузки ТЭЦ. Схема отпуска теплоты от ТЭЦ.

По заданию нам нужен пар из производственного отбора с параметрами по заданию для предприятий: НПЗ–200т/ч,Р=1,1Мпа,t=240°C; ЦБК-200т/ч, Р=0,9Мпа, t=230°C. Технологический пар мы будем брать из производственного отбора турбины.

Нам нужен отопительный отбор для покрытия для покрытия 0,4-0,6% нагрузки по горячей воде ∑Q = 257,5МВт ( G∑=958,33кг/с ) на максимально зимнем режиме. Воду греем в сетевой подогревательной установке (сетевом подогревателе). Остальную часть нагрузки покроем пиковыми водогрейными котлами (выгодно тем, что время стояния максимальных низких температур невелико, а значит и не всегда они будут включены , чем экономим

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

17Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

18

Page 19: Курсовая Теплоснабжение района

топливо , а заодно вырабатываем электроэнергию на базе теплового потребления ) . Так как потери сетевой воды не велики , то схема приготовления добавочной воды - химводоочистка . Из данных соображений примем две турбины типа ПТ- 60/75 - 90/13 с параметрами (Pо=90кгс/см², tо=535ºС, Pт=1,2кгс/см², Pп=13кгс/см²). Рассчитаем максимально - зимний режим работы турбины по тепловому графику. Принципиальная тепловая схема турбины ПТ-60/75-90/13 с параметрами пара и воды, соответствующим заводским данным по теплофикационному режиму с загрузкой промышленного и отопительного отборов по тепловому графику изображена на Рисунке 10 . Данные Рисунки 10,11,12 взяты из [6,7,11]. Доля ГВС 10,7% присоединенной нагрузки.

Рисунок10. Принципиальная тепловая схема турбины ПТ-60/75-90/13 с параметрами пара и воды, соответствующим заводским данным по теплофикационному режиму с загрузкой промышленного и отопительного отборов по тепловому графику .

. 6.2 Расчет тепловой схемы на максимально-зимний режим.

При одинаковой нагрузке турбин расход пара из отбора П Dп=200т/ч. Пользуясь диаграммой режимов работы турбины Рисунок11 находим, что при Dп = 200т/ч = 55,56кг/с максимально возможный расход пара из отбора Т Dт=100 т/ч =27,78кг/с, а расход пара на турбину равен Dо=400 т/ч , а Nэ=59 МВт. Определим давление в теплофикационном отборе турбины. По формуле (41 ): Qт tт = tо.с + ---------------- + υс.п ( 41 ) ср ∙ Gс.в

Page 20: Курсовая Теплоснабжение района

где tо.с – температура обратной сетевой воды (tо.с=τ2=67,23°C), Gс.в-расход сетевой воды на одну турбину Gс.в=479,17кг/с (G∑=958,33кг/с)., Qт-тепловая нагрузка (сетевого подогревателя МВт ) , υс.п = 2-5°C ( в отборе низкого давления ), qс.п=2280кДж/кг.

178,75 По [12] находим Рт=0,618Мпа,но по [6] максимальноtт = 67,23+ -------------------- +3,5=160°C. возможное Рт.мах=0,25Мпа в отборе турбины,нужно 4.18 ∙ 479,17 найти температуру нагрева отбором сетевой воды. По найденному ранее Dт=27,78кг/с, определим нагрузку основного подогревателя:Qсп = qс.п ∙ Dт = 27,78 ∙ 2280 = 63,338МВт на одну турбину. Используя формулу 41, находим, что давлением отбора Рт.мах=0,25Мпа мы нагреваем сетевую воду до 102°C, tт = 67,23 + (63338/4,18∙479,17) + 3,5 = 102,35°C, догревая до 130°C ее пиковыми котлами. То есть нагрузка пиковых котлов составит : Qпк = ∑Q – ( 2 ∙ Qсп ) , Qпк=257,5–(2∙63,338)=130,821МВт. Принимая два котла на один 65,411МДж=54,1Гкал/ч. При имеющихся паровых нагрузках зимой отборы Т загружены полностью. Расход пара на выходе ЧСД при условиях построения диаграммы по Рисунку 11: D'вых.чсд = 120(т/ч) . Расход пара на входе в ЧНД : Dвх.чнд = D'чсд – Dт = 120 – 100 = 20(т/ч). Расход сетевой воды из Таблицы 8: Gсв=958,33(кг/с). Температура обратной сетевой воды из Таблицы 8: τос=67,23°C≈70°C. Температура регенеративного подогрева питательной воды по Рисунку 11 tрег = 230°C. Поправка к мощности на отклонение Рп от 13кгс/см² по графикам на Рисунке12 принимая отборы Рп=1,12Мпа

составит:ΔΝРп=-2МВт. Поправка к мощности на отклонение Рт от 1,2кгс/см² составит: ΔΝРт = 3,5МВт. Поправка к мощности на отклонение давления отработавшего пара от Р2=0,04кгс/см² ΔΝР2=0. Фиктивная мощность на зажимах генератора:Νфт=Νт+ΔΝРп+ΔΝРт+ΔΝР2,

Νфт=60,5(МВт). Расход пара на выходе ЧСД при условиях построения диаграммы: Dвых.чсд =121т/ч. Расход пара на входе в ЧСД : Dвх.чсд = ( Dвых.чсд - 4,08 ) / 0,871 , Dвх.чсд = 134,2т/ч. Расход пара на турбоагрегат при исходных данных по Рисунку11- Dо=400т/ч. Начальные параметры пара перед турбиной: Ро=9Мпа, tо=535°C по таблицам водяного пара hо = 3473,55кДж/кг. Количество продувочной воды составляет 2% от расхода пара на турбины : Dпр = D ∙ 0,02=824 ∙ 0,02 = 16,48т/ч = 4,56кг/с ( 2,28кг/с на одну турбину).

Коэффициент теплофикации: αтэц=Qотб/∑Q, Qотб=2∙Qсп. αтэц=2∙63,338/257,5=0,492.

Нагрузка пиковых котлов: Qпк = ∑Qтэц ∙ ( 1-αтэц ) ; Qпк=257,5∙(1-0,492)=130,81МВт (ранее вычеслено Qпк=130,821МВт). Расход питательной воды : Dпв=1,044 ∙ D , Dпв = 860,256т/ч = 238,96кг/с, (на одну турбину 119,48кг/с ).

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

19

Page 21: Курсовая Теплоснабжение района

Рисунок11.Диаграмма режимовПТ-60/75-90/13 (Pо=90кгс/см²,tо=535ºС,Pт=1,2кгс/см²,Pп=13кгс/см²).

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

20

Page 22: Курсовая Теплоснабжение района

Рисунок12.Графики для определения поправок: I - температура регенеративного подогрева питательной воды, I I- поправки на температуру свежего пара, I I I- поправка на давление свежего пара, IV- поправка на давление производственного отбора , V - минимально возможное давление в камере производственного отбора , VI-поправка на давление теплофикационного отбора, VII- минимально возможное давление в камере теплофикационного отбора, VIII-поправка на температуру охлаждающей воды(от t охл.в.=20 º С ) .

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

21

Page 23: Курсовая Теплоснабжение района

. 6.3 Схема отпуска теплоты от ТЭЦ.

По [ 6,7 ] примем схему изображенную на Рисунке 13.

.6.3.1 Расход теплоты на производственные потребители.

Qп = Dп ∙ ( hп - ξ∙hвк ) , Qп=55,56∙(2916–0,8∙70∙4,19)∙0,001=149,152МВт (на две турбины 298,304МВт).

Рисунок 13. Тепловая схема ТЭЦ ( для расчета ).1-парогенератор; 2-паровая турбина; 3-РОУ; 4-конденсатор турбины; 5-конденсатор пара от эжекторов; 6-то же из уплотнений; 7-регенеративные подогреватели низкого давления; 8-регенеративные подогреватели высокого давления; 9-деаэратор питательной воды ( P=0,6Мпа ); 10-основной подогреватель сетевой воды; 11-пиковый водогрейный котел; 12-петлевой спуск конденсата; 13-деаэратор подпиточной воды теплосети; 14-деаэратор конденсата с производства; 15-расширитель непрерывной продувки высокого давления; 16-расширитель непрерывной продувки низкого давления; 17-подогреватель химически очищенной воды; 18-конденсатоотводчики регенеративных подогревателей; 19-конденсатный насос турбины; 20-питательные насосы парогенераторов; 21-сетевой насос; 22-подпиточный насос теплосети; 23-регулятор давления в деаэраторе; 24-пар от эжекторов конденсатора турбины; 25-пар от уплотнений турбины; 26-охлаждающая вода на РОУ; 27-условно потери конденсата на ТЭЦ. 6.3.2Суммарный расход теплоты, отпускаемой внешним потребителям.

Qотп = ∑Qп + ∑Qо + ∑Qв + ∑Qгвс = 298,304+27,5+165+65=555,804МВт.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

22Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

2

Page 24: Курсовая Теплоснабжение района

6.3.3 Давления в регулируемых и нерегулируемых отборах.

По известному давлению в теплофикационном и производственном отборе Рт =0,25Мпа , Рп =1,12Мпа и зная Р4.0 =0,48Мпа , Р3.0 =0,288Мпа , Рт.0 =0,12Мпа , Рп.0 =1,28Мпа , Р6.0 =2,24Мпа , Р7.0 =3,77Мпа определим по формуле Флюгеля давления в нерегулируемых отборах , пренебрегая расходом пара через отсек. Данные занесены в Таблицу 10. Формулы Флюгеля ( 42 ). Ротб=√Рт²+Р²отб. 0 +Р²т. 0 ; Ротб= √ Рп²+ Р²отб.0+Р²п. 0; Ротб=Ротб. 0 ∙ D отс / D отс.0 ; ( 42 ) Ротб=√Рт²+(Dотс/Dотс.0)∙(Р²отб.0+Р²т.0); Ротб=√Рп²+(Dотс/Dотс.0)∙(Р²отб.0+Р²п.0).

6.3.4 Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме.

По выполненным расчетам построен процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме – Рисунок 14.

Рисунок 14. Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме.

.6.3.5 Коэффициенты недовыработки мощности паром и ценности тепла.

Коэффициенты недовыработки мощности паром определяем по Формуле 43 : hот – hк

y = --------- , ( 43 ) h0 – hк

где hот–энтальпия пара в отборе(поh-sдиаграмме),h0=3473,55кДж/кг-энтальпия пара на входе в турбину, hк=2330кДж/кг-энтальпия пара, поступающего в конденсатор.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

23

Page 25: Курсовая Теплоснабжение района

Коэффициент ценности тепла находим по приближенной Формуле 44, где k – коэффициент, зависящий от начальных параметров турбины и особенностей ее схемы ( по [7] п.4-3. зная давление пара перед турбиной 9,0Мпа принимаем k = 0,3. ξ= y ∙ [1+ k ∙ ( 1-y )], ( 44 ) Данные расчетов по Формулам 43,44 заносим в Таблицу 10. Таблица10.Коэффициенты недовыработки мощности паром и ценности тепла.

ПоказателиДавление в отборах, МПа

2,78 1,81 1,12 0,451 0,272 0,25 0,33Коэффициент недовыработки мощности паром ( y ) 0,712 0,628 0,514 0,411 0,355 0,339 0,187

Коэффициент ценности тепла ( ξ) 0,774 0,697 0,589 0,484 0,424 0,406 0,233Отношение ( y / ξ ) 1,087 1,111 1,146 1,177 1,191 1,197 1,246

.6.3.6 Расходы пара, воды и тепла не учтенные при составлении диаграммы режимов турбины и поправки к расходу тепла турбиной из-за отклонения количества и температуры возвращаемого с производства конденсата от расчетных значений и других факторов.

1) Деаэраторы подпиточной воды теплосети.

По условиям техники безопасности нельзя подавать в сеть воду выше 70°C, поэтому используем деаэратор вакуумного типа с температурой воды 70°C. По [5]приложение 23 для закрытых систем теплоснабжения предусмотрим 0,75% обьем подпитки Vп (относительно полного обьема воды в сети) и аварийную подпитку Vав в размере 2%. Тогда, зная мощность системы теплоснабжения ∑Q=257,5МВт из Таблицы 4 и проектную величину (65) обьема сети на мегаватт нагрузки определим величину подпитки : Gп

Vп = 0,0075 ∙ ∑Q ∙ 65 = 0,0075 ∙ 257,5 ∙ 65 = 125,531 ( м³/ч ), Gп = 34,17 (кг/с) = 123,012 (т/ч).Vав = 0,02 ∙ ∑Q ∙ 65 = 0,02 ∙ 257,5 ∙ 65 = 334,75 ( м³/ч ), Gав = 91,13 (кг/с) = 328,068 (т/ч). Расход греющего пара на деаэратор смешивающего типа ( Dд ) определяется по уравнению теплового баланса: Dд ∙ ( hотб-hд ) ∙ ηд = ( Gп – Dд ) ∙ ( hд – hх.о).Dд ∙ (2710 – 293) ∙ 10³ ∙ 0.99 = (123,012 – Dд) ∙ (293 – 126) ∙ 10³. Решая уравнение определяем Dд = 8,03 т/ч, на одну турбину с учетом выпара 4,11 т/ч. Но этот расход на деаэратор не увеличит расхода пара на турбину , так как при рассматриваемом примере отборы Т загружены и и без него до возможного предела. Но это вызывает увеличение нагрузки водогрейных котлов на соответствующую величину.

2) Деаэраторы конденсата с производства.

Деаэраторы атмосферного типа ( температура воды в баке 102°C ). Допускают временные повышения температуры возвращаемого конденсата. Количество возвращаемого конденсата с температурой 70°C по данным составляет 80% или Gк.в=0,8∙400=320т/ч . Расход пара определим из уравнения теплового баланса деаэратора : Dд ∙ ( hотб – hд ) ∙ ηд = Gк.в ∙ ( hд - h к.в ) + Gд.в ∙ ( hд - h х.о ).

Расход добавочной питательной воды Gд.в описан ниже.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

24

Page 26: Курсовая Теплоснабжение района

Итак Dд ∙ ( 2710 – 428 ) ∙ 10³∙0,99 = 320 ∙ ( 428 - 292 ) + 95,9 ∙ ( 428 - 126 ) ∙ 10³; Dд=32т/ч, или 16т/ч на одну турбину. На расходе пара турбиной он не сказывается, а вызванное им уменьшение расхода пара на основной подогреватель сетевой воды компенсируется водогрейными котлами.

3) Расшерители непрерывной продувки.

Давление в расшерителе высокого давления 0,6Мпа,энтальпия воды hр.в=666кДж/кг; давление в расшерителе низкого давления 0,196Мпа,энтальпия воды hр.н=501кДж/кг. Энтальпия продувочной воды из барабана котла hк.в=1560кДж/кг. Энтальпия пара из расширителя высокого давления hр.в=2758кДж/кг.а низкого 2708кДж/кг. Доля пара d , образующегося в расширителе, находится из уравнения теплового и материального балансов на 1 кг. продувочной воды. Для расширителя высокого давления: hк.в - hр.в 1560-666d р.в = ---------------- = ---------- = 0,427кг/кг. ίр.в - hр.в 2758-666В расширитель низкого давления поступает из расширителя высокого 1 - 0,427 = 0,573кг/кг воды. Соответственно на 1кг котловой воды в нем образуется пара : 0,573 ∙ (666 - 501)d р.н = --------------------------- = 0,043кг/кг. 2708 – 501Количество продувочной воды, сбрасываемой через теплообменник в канализацию: 0,573 – 0,043 = 0,53кг/кг. Суммарная выработка пара парогенераторами по предварительным расчетам: около 844,6т/ч. Величина продувки по балансу солей - 2%.Выход пара из расширителей: - высокого давления Dр.в = 0,427 ∙ 0,02 ∙ 844,6 = 7,2т/ч, - низкого давления Dр.н = 0,43 ∙ 0,02 ∙ 844,6 = 7,3т/ч. Определим количество добавочной питательной воды из химводоочистки: а)на покрытие потерь производственного конденсата (возврат 80%) (1-0,8)∙400=80т/ч; б)на потери с продувочной водой Gсбр=0,53∙0,02∙844,6=8,95т/ч; в)на компенсацию потерь конденсата на ТЭЦ с учетом собственных нужд (2%паропроизводительности котельных) 0,02∙844,6=16,892т/ч. Всего добавочной воды Gд.в=80+8,95+16,892=105,842т/ч. При охлаждении продувочной воды в теплообменнике 17 (Рисунок13) до 50°C проходящая через него вода может быть нагрета на 6°C: ∆tд.в= Gсбр∙( hсбр - h50 ) / Gд.в∙Cр, ∆tд.в = 8,95∙ (501-210) / (105,842∙4,18) = 6°C.

4) Поправки на расходы пара и тепла , определенные по диаграмме режимов турбины.

Диаграмма режимов построена при возврате с производства 100% конденсата с температурой 100°C. У нас возвращается 80% конденсата с температурой 70°C. В деаэраторе 14 ( Рисунок13 ) конденсат с производства подогревается до 102°C и к нему добавляется вода , компенсирующая потери. В поток конденсата турбины между ПНД№2 и ПНД№3 поступает такое же количество воды и с такой же

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

23Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Page 27: Курсовая Теплоснабжение района

температурой, как принято при построении диаграммы режимов и вводить поправки не нужно.

5) Расширители непрерывной продувки.

Из РВД в деаэраторы поступает 7,2т/ч насыщенного пара с давлением 0,6Мпа. Это вызовет уменьшение расхода пара из отбора турбины на деаэраторы на ∆Dотб=7,2/2=3,6т/ч и уменьшение расхода пара турбиной ∆Dт=y∙∆, Dотб=0,512∙7,362=3,768т/ч или на 3,768∙100/824=0,46%( значение y из Таблицы10 ). Около 0,47 % уменьшается и расход тепла на турбину. Расход воды через ПВД №3-7 не измениться ( так как суммарное количество пара , поступающего на обогрев деаэратора остается неизменным ) поэтому перерасчета ПВД не требуется. Влияние пара из расширителя низкого давления на ∆ Dт и ∆Qт менее 0,15%, так как выход пара из РНД в 10 раз меньше , чем из РВД, а значения y и ξ из соответствующего отбора отличаются меньше.

6) Суммарный расход свежего пара по ТЭЦ.

По заводским гарантиям расход свежего пара на турбину с допуском 3% в сторону увеличения. Этот допуск выше определенных поправок. На две турбины с учетом допуска 3% расход пара составит 2∙1,03∙400=824т/ч. Производительность парогенераторов с учетом расхода на собственные нужды и потери составит 1,024∙824=844,6т/ч.

. 6.4 Расчет сетевого подогревателя. Тепловая нагрузка основного подогревателя составляет 63,338МВт , давление перед ним Рт=0,25Мпа , а расход сетевой воды G∑=958,33кг/с ( Таблица8 ) (на один подогреватель составляет Gс.в.=479,165кг/с(1725т/ч) ). По [2] ( Приложение19 ) принят подогреватель типа ПСВ-500-14-23 : с поверхностью нагрева 500м², номинальным расходом воды 1800т/ч , сечением для прохода воды fтр=0,226м² , числом ходов 2 , с 1830 трубками , диаметром корпуса 1640мм , с латунными трубками Л-68 диаметром dн / dв = 19 / 17,5мм.Сделаем поверочный расчет подогревателя. Зададимся коэффициентом теплопередачи Кт=2850Вт/(м²К). Определим среднелогарифмическую разность температур по Формуле 45, где ∆tб - ∆tм ∆tб=127,5–67,23=60,27 °C–большая разность температур,

∆tоп = -------------- ( 45 ) ∆tм =127,5–102=25,5°C-меньшая разность температур, ∆tб Найдем ∆tоп = 40,42°C. По найденному ранее расход ln----- пара на подогреватель Dт =27,78кг/с. Средняя температура ∆tм подогреваемой воды : tср = 0,5 · ( 102 + 67,23 ) = 84,62°C. Средняя скорость воды: Wср=Gс.в./(3600 · fтр · ρв), Wср=479,165/(0,226·9511)=0,23м/с. Определим необходимую поверхность нагрева : Fоп=Qоп/(Кт·∆tоп) , ( 46 ) Fоп = 63338000/(2850·40,42)=549м², подогреватель типа ПСВ-500-14-23 подходит.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

26

Page 28: Курсовая Теплоснабжение района

Коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки трубки к воде по Формуле 47: 0,8 0,2

αв = 1,163 · B3 · ( Wср · ρв ) / dв ( 47 ) 0,8 0,2

αв = 1,163 · 25,29 · ( 0,23 · 952 ) / 0,0175 = 4923 Вт/(м²К).

Зададимся коэффициентом теплоотдачи от пара к стенке : αп = 8000 Вт/(м²К). Определяем среднюю температуру стенки труб со стороны пара : αп · (tн -tср) 4923(127,5-84,62) tср.ст.= tп - ----------------- = 127,5 - -------------------------- = 111,2°C.

αп + αв 8000 + 4923 Разность температур пара и стенки: ∆t = tп - tср.ст.=127,5 – 111,2=16,3 °C. Температура пленки конденсата: tпл = 0,5 ( tп + tср.ст) = 0,5 ( 127,5 + 111,2 ) = 119,4°C.

Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке труб : αп =1,163·(0,16·B+C/h·∆t). ( 48) .αп = 1,163·(0,16·37480+13300/1,23·16,3)=7746 Вт/(м²К). Коэффициент теплоотдачи от пара к воде Кт считаем при толщине стенок δст = 0,75мм и коэффициенте теплопроводности стенок λ ст = 105 Вт/(м²К). Кт = 1 / ( 1/αв + 1/αп + δст/λ ст ) = 1/(1/7746+1/4923+0,00075/105)=2990Вт/(м²К). Необходимая поверхность нагрева по Формуле 46: Fоп = 63338/2990·40=488 м².Принятый запас поверхности составит 2,4%.Подогреватель ПСВ-500-14-23 подходит. . 6.5 Проверка ориентировочного расхода пара на турбину.

Ориентировочный расход пара на турбину можно определить по Формуле 49: Dп = 1,2· ( Νфт / Нi · η · η + Gт · yт + Gп · yп ) , ( 49 ) Dп = 1,2 ( 60500 / 1144 · 0,98 · 0,987 + 55,56 · 0,514 + 27,78 · 0,339 ) = 111,18кг/с = 400,25т/ч. С определенным ранее 400т/ч отличия незначительные.

. 6.6 Выбор основного оборудования.

.6.6.1 Теплообменное оборудование турбин. Теплообменное оборудование турбин идет в комплектации с турбиной и приведено в [ 6 ] ( Таблица 4). Перечислено в Таблице 11. Таблица 11. Теплообменное оборудование турбин ПТ-60/75-90/13.

подогреватель Т и п S,м²нагрева

Параметры рабочейсреды

Давление при гидравлическомиспытании, кг/ м²

Расход воды, м³/ч

Сопротивлением.вод.ст

В паровомпространстве

В водяномпространстве

ПНД№1 Встроен вконденсатор 110 150 3,5 - 16

ПНД№2 ПН-100-16-4-1 100 160 3,0 4 16ПНД№3 ПН-130-16-9-1 130 230 9,0 9,0 16ПНД№4 ПН-130-16-9-1 130 230 9,0 9,0 16ПНД№5 ПВ-350-230-21 350 375 28 21 230ПНД№6 ПВ-350-230-36 350 375 28 36 230ПНД№7 ПВ-350-230-50 350 375 28 50 230

Охладитель пара из крайних камер уплотнения ПС-50-1 50 150 3,5 2 16Охладитель пара промежу точных камер уплотнений ПСВ-90-7-15 90 160 2,8 7,0 17,5

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

27

Page 29: Курсовая Теплоснабжение района

Сетевой подогреватель ПСВ-500-14-23 500 1800 5,5 1 23

.6.6.2 Выбор котлоагрегатов.

По определенному в п.6.3.6 (пп.6) производительность парогенераторов с учетом расхода на собственные нужды и потери должна составлять 844,6т/ч. По [8] Таблица 6.1(6.2) выбираем 2 основных котла и 1 резервный типа Е-420-14,0 с характеристиками одного: Dп=420т/ч,Р0=14,0Мпа,t0=545°C,tпв=230°C. Топливо-печорский уголь «ПЖ». Зная Qпк=130,821МВт принимая два котла ( по одному на турбину ) на один 65,411МВт=54,1Гкал/ч. и расход на один воды в пиковом режиме Gс.в.=479,165кг/с (1725т/ч) по [8] Таблица 4.3(4.4) и [2] Приложение16 принимаем два пиковых водогрейных котла типа КВ-ГМ-100, топливо – высокосернистый мазут марки 100.

.6.6.3 Выбор насосов.

. 7. Показатели тепловой экономичности при работе ТЭЦ на максимально зимнем режиме . Удельные расходы топлива .

. 7.1 Расход теплоты на производственные потребители.

Теплота отпускается с паром потребителям двух предприятий Рп=1,12Мпа,tп=240°C. Qп = Dп · ( hп - ξ·hвк ) =55,56·(2916-0,8·70·4,19)·0,001=149,152МВт – на одно предприятие, а на два предприятия Qоп = 298,304МВт.

. 7.2 Суммарный расход теплоты, отпускаемой внешним потребителям.

Складывается из нагрузок на : отопление , вентиляцию , ГВС , технологию.Qотп = Qп + Qо + Qв + Qгвс = 298,304 + (10+7,5+10) + (80+55+30) + (45+15+5) = 555,804 МВт.

. 7.3 Расход теплоты, отпускаемой пиковыми водогрейными котлами. По определенному в п.6.2 Qпк = 130,821 МВт.

. 7.4 Расход натурального топлива.

.7.4.1 На энергетические котлоагрегаты. Dпв · ( hо – hпв ) + Dпр · ( h'кв - hпв) Qн.р = 24850кДж/кг-уголь Вкэ = --------------------------------------------------------------------------, печорский «ПЖ» ( 50 ) Qн.р · ηбр.кэ [ 238,96· (3473,55-972) + 4,52· (1561-972) ]·3600Вкэ = ---------------------------------------------------- = 94,569 т/ч. Вкэ = 94,569 т/ч

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

28

Page 30: Курсовая Теплоснабжение района

0,92 · 24850 · 1000Где Dпв,Dпр из п.6.2, ηбр.кэ=0,92 по [2] Приложение16, hпв = 972кДж/кг при 230°C.

.7.4.2 На пиковые водогрейные котлы.

Qпк Qн.р = 40056кДж/кг - высокосернистый Впвк = ----------------------- , мазут марки «100». ( 51 ) ηбр.кэ · Qн.р ηбр.кэ=0,91 по [2 ] Приложение 16.

Впвк = (130,821 ·3600) / (0,91· 40056) = 12,92т/ч. Впвк = 12,92т/ч.

. 7.5 Суммарный расход условного топлива на ТЭЦ. Вкэ · Qн.р + Впвк · Qн.р

Втец = ---------------------------------------- , Втец = 97,769т/ч. ( 52 ) 7000 · 4,19 Втец = (94,569·24850 + 12,92·40056)/29330 = 97,769т/ч.

. 7.6 Расход условного топлива на выработку тепловой энергии.

Qотп - Qпк Qпк ηнт.кэ=0,86, ηнт.к=0,85-КПД нетто Вт = ------------------------------ + ------------------------------- , энергетических и водогрейных ( 54 ) ηнт.кэ · ηтп · Qн.р ηнт.к · ηтп · Qн.р котлов соответственно .

Вт =3600·(555,804-130,821)/(0,86·0,98·29330)+(3600·130,821)/(0,85·0,98·29330), Вт=81,169т/ч. . 7.7 Расход условного топлива на выработку электроэнергии.

Вэ = Втэц - Вт , Вэ = 97,769 – 81,169 = 16,6 т/ч . , Вэ =16,6 т/ч . ( 55 )

. 7.8 КПД ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии.

Nэ · 3600 Nэ = Nфт = 60,5МВт по п.6.2.

.ηбр.ТЭЦ.э = ----------- , Qн.р =7000 4,19=29330кДж/кг. ( 56 ) Вэ · Qн.р Вэ =16,6 т/ч по п.7.4.5.

ηбр.ТЭЦ.э = (60,5·3600) / (16,6·29330) = 0,4473. ηбр.ТЭЦ.э = 0,4473 . . 7.9 КПД ТЭЦ брутто по выработке тепловой энергии.

Qотп Вт = 81,169 т/ч. по п.7.4.4.

.ηбр.ТЭЦ.т = ----------- , Qотп = 555,804 МВт по п.7.2. ( 57 ) Вт · Qн.р

ηбр.ТЭЦ.т = (555,804 ·3600) / (81,169·29330) = 0,8404. ηбр.ТЭЦ.т = 0,8404 .

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

29

Page 31: Курсовая Теплоснабжение района

. 8. Удельные расходы топлива.

. 8.1 На выработку электроэнергии.

.8.1.1 Натурального топлива.

3600 3600 Вэ.н = ----------------------------- = ----------------------- = 0,3239кг/кВтч , Вэ.н = 0,3239кг/кВтч . (58)

ηбр.ТЭЦ.э · Qн.р 0,4473·24850

.8.1.2 Условного топлива.

3600 3600 Вэ.у = ----------------------------- = ----------------------- = 0,2744кг/кВтч , Вэ.у = 0,2744кг/кВтч. (59)

ηбр.ТЭЦ.э · Qн.р 0,4473·29330

. 8.2 На выработку тепловой энергии.

.8.2.1 Натурального топлива.

1000000 1000000 Вт.н = --------------------------- = ------------------------- = 47,8837 кг/ГДж ( 207,496кг/Гкал ). (60)

ηбр.ТЭЦ.т·Qн.р 0,8404 · 24850

.8.2.2 Условного топлива.

1000000 1000000 Вт.у = --------------------------- = ------------------------- = 40,6363 кг/ГДж ( 176,0907кг/Гкал ). (61)

ηбр.ТЭЦ.т·Qн.р 0,8404 · 29330

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

30

Page 32: Курсовая Теплоснабжение района

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК.

1. СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети».2. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. Учебник для ВУЗов.3. СНиП 23-01-99 «Строительная климатология».4. СНиП 2.04.01-85 «Внутренний водопровод и канализация зданий».5. СНиП 2.04.07-86 «Тепловые сети».6. Каталог 18-6-75.Паровая турбина ПТ-60/75-90/13.7. Б.В.Сазанов «Тепловые электрические станции».8. В.И.Субботин «Источники теплоснабжения и их режимы работы».9. Е.Г.Авдюнин, Ю.Г.Ершов, Н.К.Шарафутдинова «Системы теплоснабжения

промышленных предприятий». Часть1. Тепловые сети и тепловые пункты систем теплоснабжения.

10. Е.Г.Авдюнин, В.А.Сергеев «Системы теплоснабжения промышленных предприятий». Часть2. Источники теплоснабжения на базе ТЭЦ.

11. В.Я.Рыжкин «Тепловые электрические станции».12. С.Л.Ривкин, А.А.Александров «Теплофизические свойства воды и пара».13. Е.П.Шубин «Основные вопросы проектирования теплоснабжения городов».14. П.Н.Шляхин, М.Л.Бершадский «Краткий справочник по паротурбинным

установкам». Второе издание.15. «Паровые и газовые турбины»Учебник для ВУЗов.Ред.Костюка,Фролова..

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Page 33: Курсовая Теплоснабжение района

ОГЛАВЛЕНИЕ. №листа

1. Выбор и обоснование систем теплоснабжения. Выбор параметров теплоносителя, метода регулирования. .1.1 Выбор вида теплоносителя и его параметров.. 1.2 Выбор метода регулирования.. 1.3 Выбор систем теплоснабжения.2. Расчет нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха (технологическое потребление не учитывается ). Температурный график сети.. 2.1 Расчет тепловых нагрузок в зависимости от температуры воздуха.. 2.1.1 На отопление. . 2.1.2 На вентиляцию.. 2.1.3 На горячее водоснабжение. . 2.1.4 Суммарная нагрузка(технологическое потребление не учитывается).. 2.1.5 Тепловые нагрузкиНПЗ(технологическое потребление не учитывается). 2.1.6 Тепловые нагрузкиЦБК(технологическое потребление не учитывается). 2.1.7 Тепловые нагрузки ЖКХ. 2.1.8 Суммарные нагрузки на отопление, вентиляцию и ГВС.. 2.1.9 Суммарные нагрузки предприятий и ЖКХ в зависимости от температуры наружного воздуха (технологическое потребление не учитывается).Суммарный график нагрузок системы централизованного теплоснабжения промышленного узла на базе ТЭЦ.. 2.2 Средние нагрузки на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение. Суммарное круглогодичное теплопотребление.. 2.2.1 Средняя нагрузка на отопление.. 2.2.2 Средняя нагрузка на вентиляцию.. 2.2.3 Средняя нагрузка на горячее водоснабжение..2.3 Годовое потребление теплоты в жилых зданиях.. 2.3.1 На отопление.. 2.3.2 На вентиляцию.. 2.3.3 На горячее водоснабжение..2.4 Годовое потребление теплоты на предприятиях ( в ГДж/год ).

( технологическое потребление не учитывается ).. 2.4.1 На отопление.. 2.4.2 На вентиляцию.. 2.4.3 На горячее водоснабжение..2.5 Общее годовое потребление теплоты на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение на предприятиях и ЖКХ. ( в ГДж/год ).. 2.5.1 Общее годовое потребление теплоты на отопление, вентиляцию, ГВС.. 2.5.2 Общее годовое потребление теплоты предприятиями и ЖКХ ( технологическое потребление не учитывается ) ( в ГДж/год )..2.6 Общее суммарное годовое потребление теплоты..2.7 Расчет регулирования отпуска теплоты на отопление..2.8 Расчет регулирования отпуска теплоты на вентиляцию..2.9 Расчет регулирования отпуска теплоты на горячее водоснабжение.3.Средневзвешенная температура возвращаемого теплоносителя.4. Продолжительности тепловой нагрузки (график Россандера).5. Расчет технологической нагрузки предприятий ЦБК и НПЗ.. 5.1 Тепловая нагрузка по пару предприятий.. 5.1.1 Нагрузка ЦБК.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

32Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Page 34: Курсовая Теплоснабжение района

. 5.1.2 Нагрузка НПЗ.

. 5.1.3 Суммарная технологическая нагрузка по пару предприятий .

. 5.2 Годовая технологическая нагрузка предприятий.

. 5.2.1 Годовая технологическая нагрузка ЦБК.

. 5.2.2 Годовая технологическая нагрузка НПЗ.

. 5.2.3 Суммарная годовая технологическая нагрузка.6. Выбор типа турбин. Расчет тепловой схемы турбины.. 6.1 Тепловые нагрузки ТЭЦ. Схема отпуска теплоты от ТЭЦ.. 6.2 Расчет тепловой схемы на максимально-зимний режим.. 6.3 Схема отпуска теплоты от ТЭЦ.. 6.3.1 Расход теплоты на производственные потребители.. 6.3.2 Суммарный расход теплоты, отпускаемой внешним потребителям.. 6.3.3 Давления в регулируемых и нерегулируемых отборах.. 6.3.4 Процесс расширения пара в турбине в h-s диаграмме.. 6.3.5 Коэффициенты недовыработки мощности паром и ценности тепла.. 6.3.6 Расходы пара, воды и тепла не учтенные при составлении диаграммы режимов турбины и поправки к расходу тепла турбиной из-за отклонения количества и температуры возвращаемого с производства конденсата от расчетных значений и других факторов. .6.4 Расчет сетевого подогревателя..6.5 Проверка ориентировочного расхода пара на турбину..6.6 Выбор основного оборудования.. 6.6.1 Теплообменное оборудование турбин.. 6.6.2 Выбор котлоагрегатов.. 6.6.3 Выбор насосов.7. Показатели тепловой экономичности при работе ТЭЦ на максимально зимнем режиме . Удельные расходы топлива ..7.1 Расход теплоты на производственные потребители..7.2 Суммарный расход теплоты, отпускаемой внешним потребителям..7.3 Расход теплоты, отпускаемой пиковыми водогрейными котлами..7.4 Расход натурального топлива.. 7.4.1 На энергетические котлоагрегаты.. 7.4.2 На пиковые водогрейные котлы..7.5 Суммарный расход условного топлива на ТЭЦ..7.6 Расход условного топлива на выработку тепловой энергии..7.7 Расход условного топлива на выработку электроэнергии..7.8 КПД ТЭЦ брутто по выработке электроэнергии..7.9 КПД ТЭЦ брутто по выработке тепловой энергии.8. Удельные расходы топлива.. 8.1 На выработку электроэнергии.. 8.1.1 Натурального топлива.. 8.1.2 Условного топлива.. 8.2 На выработку тепловой энергии.. .8.2.1 Натурального топлива.. 8.2.2 Условного топлива.Библиографический список.

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист

Изм. Лист № докум. Подпись

Дата

Лист