Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

БЕЛОРУССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Энергетический факультет

Кафедра «Тепловые электрические станции»

КУРСОВАЯ РАБОТА

«Расчёт технико-экономических показателей и принципиальной тепловой схемы энергоустановки»

Исполнитель: студент гр.10602219

Степанков Н.И.

Руководитель: Ракевич С.И.

Минск, 2016



Задание

Город Тула

Количество жителей обслуживаемого района	m, чел.	100000
Электрическая мощность	Nэ, МВт	100
Промышленная тепловая нагрузка	Qп, МВт	220
Давление пара	Рп, МПа	0.7
Объем промышленных зданий	Vпр, м3	800000
Количество работающих на промышленных предприятиях	m', чел.	30000
Топливо		Мазут

Количество работающих: m=0.3*m = 0.3*100000 = 30000 чел.



Оглавление

Введение

1. Определение тепловых нагрузок промышленно-жилого района

1.1 Определение максимального расхода теплоты на отопление промышленных предприятий, общественных и жилых зданий

1.2 Определение максимального расхода теплоты на вентиляцию промышленных предприятий, общественных и жилых зданий

1.3 Определение максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение промышленных предприятий, общественных и жилых зданий

2. Построение годового графика тепловых нагрузок по продолжительности

3. Выбор варианта энергоснабжения промышленно-жилого района

3.1 Вариант комбинированного энергоснабжения от ТЭЦ

3.1.1 Выбор основного оборудования

3.1.2 Определение капитальных вложений в сооружение ТЭЦ

3.1.3 Определение расхода топлива и основных показателей для варианта энергоснабжения от ТЭЦ

3.2 Вариант раздельного энергоснабжения от КЭС и котельной

3.2.1 Определение капитальных вложений в сооружение КЭС и котельной

3.2.2 Определение расхода топлива и основных показателей энергоснабжения КЭС и котельной

3.3 Выбор варианта энергоснабжения

4. Построение процесса расширения пара в турбинах

5. Расчет и выбор сетевой установки

Вывод

Список использованной литературы



Введение

Энергетика (и, в частности теплоэнергетика) играла и играет решающую роль в развитии материального производства. Именно эта дисциплина определяет экономический потенциал страны и уровень жизни ее населения.

Энергетическое хозяйство предприятий включает в себя как энергопотребляющее оборудование, так и энергоснабжающие установки. В ряде случаев предприятие может целиком получать электроэнергию из энергосистемы, а теплоту от теплоцентрали или котельной.

Энергетическая продукция, в отличии от других видов продукции, не имеет «склада». Это определяет жесткую связь между режимами работы энергопотребляющих технологических установок и энергогенерирующего оборудования предприятия, ТЭЦ и энергосистем, от которых предприятие получает электрическую и тепловую энергию. Только комплексное рассмотрение режимов работы, особенностей конструкций и характеристик переменных режимов работы всего тепло- и энергогенерирующего оборудования и тепло- и энергопотребляющего оборудования может дать в современных условиях правильное решение вопросов энергоснабжения предприятия, может обеспечить достаточно эффективные эксплуатацию и проектирование его энергохозяйства.

Поэтому современный инженер-электрик должен знать не только схемы энергоснабжения, устройство и особенности эксплуатации элементов энергохозяйства, но и знать необходимые в нынешнем энергетическом хозяйстве взаимосвязи между этими элементами и их влияние на экономику энергоснабжения в целом.

Эти вопросы достаточно сложны в связи с наличием такого источника теплоснабжения, как ТЭЦ, на которой неразрывны процессы производства электроэнергии и теплоэнергии. Современные предприятия имеют к тому же довольно сложную систему использования энергоресурсов.
Все изложенные выше разделы затрагиваются в данной курсовой работе, что позволяет студентам закрепить знания, полученные ими после прослушивания курса лекций и прохождения практических занятий по дисциплине «Общая энергетика».



1. Определение тепловых нагрузок промышленно-жилого района

Необходимость в сооружении ТЭЦ (теплоэлектроцентрали) определяется требованиями покрытия тепловых нагрузок промышленных и коммунально-бытовых потребителей.

К коммунально-бытовым потребителям относятся жилые, общественные и производственные здания, в которых поступающая тепловая энергия затрачивается на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. Расход и параметры пара на производство определяются технологическими нуждами и указываются в задании к курсовой работе. Заданными считаются также: географическое место расположение промышленно-жилого района, число жителей, структура производства и другие количественные показатели. На основании этих данных выполняется расчет расхода тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение промышленных, жилых и общественных зданий и сооружений.

1.1 Определение максимального расхода теплоты на отопление промышленных предприятий, общественных и жилых зданий

Расход теплоты на отопление промышленных предприятий определяется по формуле:

, (1.1)

- отопительная характеристика здания, представляющая теплопотери 1 м3 здания при разности внутренней и наружной температур 1 єС, Вт/(м3єС);

Для ориентировочного расчета теплового потребления промышленных зданий можно принимать следующие значения отопительных характеристик для всех климатических районов:

- для производственных промышленных зданий:

qo1=0,55….0,9=0,7 ;

- для непроизводственных промышленных зданий:

;

Принимаем наружный объем производственных и непроизводственных зданий:

;

- внутренняя температура отапливаемых помещений (для промышленных зданий ориентировочно 16єС);

- расчетное значение наружной температуры наиболее холодных 5-дневок, взятых из восьми наиболее холодных зим за 50-летний период [1, табл. 6.2]:

;

Максимальный расход теплоты на отопление промышленных зданий:

Расход теплоты на отопление жилых зданий определяется с помощью формулы :

кВт; (1.2)

- укрупненный показатель расхода теплоты на отопление зданий, Вт/м2, зависит от расчетной температуры наружного воздуха , табл. 1 (промежуточные значения определяются интерполяцией). Для определяем ;

Таблица 1.1 - Зависимость показателя расхода теплоты на отопление зданий, от расчетной температуры наружного воздуха.

єС	0	-5	-10	-15	-20	-25	-30	-35	-40
, Вт/м2	93	110	128	142	156	165	174	179	185

- жилая площадь на одного человека;

m = 100000 чел - количество единиц потребления.

Расход теплоты на отопление общественных зданий определяется по формуле:

кВт; (1.3)

- коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление общественных зданий.

Суммарный расход теплоты на отопление:

1.2 Определение максимального расхода теплоты на вентиляцию промышленных предприятий, общественных и жилых зданий

Расход теплоты на вентиляцию промышленных зданий определяется по формуле:

кВт; (1.4)

- вентиляционная характеристика здания, представляющая расход теплоты на вентиляцию 1 м3 здания при разности внутренней и наружной температур 1 єС, Вт/м3•єС;

- расчетная наружная температура для вентиляции [1, табл. 6.2].

Приближенно вентиляционную характеристику промышленных зданий можно определить по формуле:

Вт/м3єС; (1.5)

- кратность обмена воздуха, 1/с;

- объемная теплоемкость воздуха;

- вентилируемый объем промышленных зданий.

Необходимая кратность воздухообмена зависит от вредных выделений, загрязняющих воздух, и принимается согласно нормам СНиП 41-01-2003 или по справочникам. Для промышленных зданий при ориентировочных расчетах можно принимать 1-2 час-1.

;

;

Расход теплоты на вентиляцию жилых и общественных зданий определяется из следующих выражений:

;

,

- коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию жилых зданий;

- коэффициент, учитывающий расход теплоты на вентиляцию общественных зданий.

Суммарный расход теплоты на вентиляцию:

.



1.3 Определение максимального расхода теплоты на горячее водоснабжение промышленных предприятий, общественных и жилых зданий

Расход теплоты на горячее водоснабжение промышленных зданий определяется по формуле:

кВт; (1.6)

- количество единиц потребления на промышленных предприятиях, чел.:

а'=40 л/чел - суточная норма расхода горячей воды, при 55 °С для промышленных зданий на единицу потребления принимается по СНиП 2.04.01-85 в пределах 40…50 л/чел.;

- теплоемкость подогреваемой воды;

- температура горячей воды, подаваемой в систему горячего водоснабжения;

- температура холодной воды, в отопительный период;

- число часов работы системы горячего водоснабжения в течении суток, для промышленных предприятий принимают равным числу часов зарядки баков-аккумуляторов.

Расход теплоты на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий определяется по формуле :

кВт; (1.7)

а=100 л/чел - суточная норма расхода горячей воды. При 55°С для жилых зданий на одного человека принимается по СНиП 2.04.01-85 в пределах 85-130 л/чел.;

b=20 л/чел - то же для общественных зданий;

nсут - расчетная длительность подачи теплоты на горячее водоснабжение в сутки, с/сутки nсут = 3600?24=86400;

- коэффициент часовой неравномерности работы горячего водоснабжения (2…2,4).

Суммарный расход теплоты на горячее водоснабжение:

Суммарная потребность в тепловой энергии составляет:



2. Построение годового графика тепловых нагрузок по продолжительности

Режим работы любой ТЭЦ зависит от величины и графика тепловых нагрузок. Технологическое потребление тепла предприятиями осуществляется преимущественно в виде пара, определяется особенностями производства и имеет, как правило, круглогодовой характер, хотя обычно и снижается несколько в летний период. Потребление тепла на отопление и вентиляцию имеет сезонный характер, изменяясь от максимальной величины в зимний период до нуля в летний и определяется температурой наружного воздуха. Потребление же тепла на горячее водоснабжение практически постоянно в течение года. Обычно режимы расходов тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение принято изображать в виде зависимости от наружной температуры и по длительности стояния нагрузок в часах в течение года (годовой график тепловых нагрузок по продолжительности). Строится он следующим образом. По оси абсцисс от начала координат вправо откладывают в произвольном масштабе в часах продолжительность отопительного периода , для Харькова = 189 сут. [1, табл. 6.2]. Далее, то же по оси абсцисс (от начала координат), для нескольких промежуточных температур наружного воздуха (, ,,…,,+8), в том же масштабе откладывают в часах время ( 0, , ,…, ,…, ), в течение которого наружный воздух имеет температуру, равную или ниже каждой из заданных промежуточных. Расчетные температуры и длительность их стояния за отопительный сезон определяются по [1, табл. 4.3.].

Точка А на графике характеризует начало отопительного периода, которому соответствует температура наружного воздуха + 8 °С, эта температура и ниже ее наблюдается в течение всего отопительного периода, поэтому длительность их стояния равна продолжительности отопительного сезона. Точка B соответствует температуре наружного воздуха . Расчет тепловых нагрузок (,,…,,), соответствующих температурам наружного воздуха (, ,…, ), производится по формуле:

где 16°С и 18°С - температуры воздуха внутри производственных помещений и жилых зданий. Построенные графики являются расчетными, по которым производится выбор оборудования ТЭЦ.

График отопления:

График вентиляции:

График горячего водоснабжения:

Таблица 2.1 - Температуры наружного воздуха и их продолжительность во время отопительного периода.

,°С	-23	,час	11
, °С	-20	,час	55
, °С	-15	,час	254
,°С	-10	,час	656
,°С	-5	,час	1420
,°С	0	,час	3060
, °С	+8	,час	4550

Расчеты сводим в таблицу:

Таблица 2.2 - Расчет тепловых нагрузок

-23	368.5	145	120.5	634.084
-20	341.5	145	120.5	607.083
-15	296.5	145	120.5	562.08
-11	260.5	145	120.5	526.078
-10	251.5	140	120.5	512.071
-5	206.5	115	120.5	442.035
0	161.5	90	120.5	372
+5	116.5	65	120.5	302
+8	89.5	50	120.5	260



3. Выбор варианта энергоснабжения промышленно-жилого района

Целью выбора варианта энергоснабжения являются получение основных технико-экономических показателей, включающих расчет капиталовложений в генерирующее оборудование, расчет расхода топлива и топливных затрат на обеспечение выработки электрической и тепловой энергии. Исходными данными для анализа являются величины электрической, и структура отпускаемого потенциала теплоты, по которым выбирается основное оборудование.

3.1 Вариант комбинированного энергоснабжения от ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) предназначена для отпуска потребителям двух видов энергии: электрической и тепловой. В течение года ТЭЦ вырабатывает электрическую энергию по двум циклам. Зимой при отпуске теплоты из отборов турбин выработка электроэнергии турбоагрегатами ТЭЦ осуществляется по теплофикационному циклу без энергетических потерь в холодном источнике. В летний и переходный осенне-весенний период выработка электроэнергии на ТЭЦ осуществляется по конденсационному циклу. Причем экономичность такой выработки всегда ниже, чем на конденсационной электростанции с оборудованием такого же класса. Последнее обусловлено снижением КПД проточной части турбин вследствие их конструктивных особенностей.

3.1.1 Выбор основного оборудования

Основным критерием выбора состава оборудования ТЭЦ является коэффициент теплофикации бT . Им определяется электрическая мощность ТЭЦ при расчётных тепловых нагрузках, состав турбоагрегатов, мощность устанавливаемых энергетических и пиковых котлов. Коэффициент теплофикации характеризует степень использования отборов турбин. Он равен отношению тепловой нагрузки ТЭЦ покрываемой паром, отбираемым из турбин к расчётной (максимальной) теплофикационной нагрузке или

кВ; (3.1)

Значение находится обычно в пределах 0,450,7. Верхние пределы принимаются для установок с более высокими технико-экономическими показателями.=0,55

- расчетная теплофикационная нагрузка ТЭЦ;

Турбоагрегаты.

Выбираемые турбоагрегаты должны соответствовать трем условиям:

- вырабатывать электрическую энергию мощностью =100 МВт;

- покрывать технологическую нагрузку и отпускать пар давления =0.7 МПа;

- покрывать отопительную нагрузку

Вариант выбора турбин	Nэ	Qп	Pn	Qт
ПТ-80-12,8/1,27+Т-50-12,8+Т-110-12,8+Р-50-12,8/1,27	290	488,41	0,7	415,76
2*ПТ-80-12,8/1,27+2*ПТ-60-12,8/1,27	280	482,67	0,7	380
ПТ-80-12,8/1,27+3*ПТ-60-12,8/1,27	260	449,21		410,71

Для этой цели выбираем по таблице([1], приложение 1) турбоагрегаты марок 3*ПТ-60-12,8/1,27 и ПТ-80-12,8/1,27:

, (3.2)

, (3.3)

1) Турбоагрегат ПТ-60-12,8/1,27:

- электрическая мощность турбоагрегата ПТ-60-12,8/1,27:

- тепловая производственная нагрузка отбора турбоагрегата
ПТ-60-12,8/1,27:

тепловая отопительная нагрузка отбора турбоагрегата ПТ-60-130/13:

2) Турбоагрегат ПТ-80-12,8/1,27:

- электрическая мощность турбоагрегата ПТ-80-12,8/1,27

- тепловая производственная нагрузка отбора турбоагрегата ПТ-80-12,8/1,27:



тепловая отопительная нагрузка отбора турбоагрегата ПТ-80-12,8/1,27:

Проверка правильности выбора турбоагрегата.

Электрическая мощность всех турбоагрегатов:

Тепловая производственная нагрузка отборов всех турбоагрегатов:

Тепловая отопительная нагрузка отборов всех турбоагрегатов:

Все условия действительно выполняются. Таким образом, ставим турбоагрегаты марок 3*ПТ-60-12,8/1,27 и ПТ-80-12,8/1,27



Таблица 3.1 Номинальные значения основных параметров турбин

Характеристики	Турбоагрегат
Обозначение	ПТ-80-130/13	ПТ-60-130/13
Номинальная мощность, МВт	80	60
Давление свежего пара, МПа	12,8	12,8
Температура свежего пара, °С	555	555
Расход свежего пара, т/ч	470	387
Давление в регулируемых отборах, МПа	Произв.	1,27	1,27
	Отопит.	0,12	0,12
Номинальная тепловая нагрузка отборов, т/ч	Произв.	185	140
	Отопит.	130	180
Давление отработавшего пара, кПа	3,4	2,94
Температура питательной воды, °С	232	232
Относительный внутренний КПД,%	80-82	79-81

Выбор котельных агрегатов.

Тип и единичную мощность котельных агрегатов выбираем исходя из параметров максимального расхода свежего пара с запасом 5% перед турбиной ([1], приложение 1). Выбор котельных агрегатов производим по таблице ([1], приложение 2)

Выбор парового котла для

D===406,35 т/ч;

Для каждого турбоагрегата ПТ-60-12,8/1,27 с расходом свежего пара выбираем котельный агрегат Е-420-13,8-560ГМН4 номинальной паропроизводительностью Dpe=420т/ч

Таблица 3.2. Характеристики котла.

Характеристики	Котельный агрегат
	Е-420-13,8-560ГМН4
Завод изготовитель	БКЗ
Номинальная производительность, т/ч	420
Давление острого пара на выходе, МПа (кг•с/см2)	13,8 (140)
Температура острого пара на выходе, °С	560
Вид сжигаемого топлива	Газ, мазут
Расчетный КПД	94%

Выбор парового котла для

D0===493,5 т/ч

Для турбоагрегата ПТ-80-12,8/1,27 с расходом свежего пара выбираем котельный агрегат Е-500-13,8-560ГМВН номинальной паропроизводительностью Dpe=500т/ч

Таблица 3.21. Характеристики котлов.

Характеристики	Котельный агрегат
	Е-500-13,8-560ГМВН
Завод изготовитель	ТКЗ
Номинальная производительность, т/ч	500
Давление острого пара на выходе, МПа (кг•с/см2)	13,8 (140)
Температура острого пара на выходе, °С	560
Вид сжигаемого топлива	Газ, мазут
Расчетный КПД	93,5%

Выбор пиковых водогрейных котлов.

Выбираемые пиковые водогрейные котлы, которые должны покрывать нагрузку:

Исходя из этого (по таблице [1], приложение 3) выбираем 2 пиковых водогрейных котла КВ-ГМ-100-150 и КВ-ГМ-180-150

Характеристики выбранного пикового водогрейного котла представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Характеристики пикового водогрейного котла.

Характеристики	Вид водогрейного котла
	КВ-ГМ-100-150	КВ-ГМ-180-150
Теплопроизводительность, МВт, (Гкал/ч)	116,3(100)	210 (180)
Температура уходящих газов, С	150	150
Расход воды через котел, т/ч	1235/2460	2210/4420

3.1.2 Определение капитальных вложений в сооружение ТЭЦ

Капиталовложения в сооружение ТЭЦ могут быть определены двумя методами : на основании сметной стоимости оборудования с учетом затрат на строительно-монтажные работы и по удельным капитальным вложениям . Первый метод наиболее точный. Он используется проектными организациями и выполняется с использованием ценников на оборудование, его монтаж и другие виды работ, связанные с сооружением объекта. Второй метод по удельным капиталовложениям широко применяется в оценочных расчетах. В курсовой работе рекомендуется к использованию второй метод.

Величина капиталовложений в сооружение ТЭЦ находится из выражения:

(3.4)

где - номинальная мощность ТЭЦ, кВт. ();

- удельные капиталовложения, у.е./кВт (КТЭЦ=2000-2500 у.е./кВт). Принимаем КТЭЦ=2000 у.е./кВт.



3.1.3 Определение расхода топлива и основных показателей для варианта энергоснабжения от ТЭЦ

Величина расхода топлива на отпуск электроэнергии от ТЭЦ определяется из выражения:

(3.5)

где , - полная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и конденсационном потоке пара,;

, - удельные расходы условного топлива на теплофикационном и конденсационном потоках пара, .

Удельные расходы условного топлива и находятся:

(3.6)

(3.7)

где - электромеханический КПД турбогенератора, ;

- коэффициент теплового потока, ;

- КПД брутто котельного агрегата принимается по его характеристике (приложение 2);

- абсолютный внутренний КПД турбоагрегата , в зависимости от его типа и выработки лежит в пределах .

Полная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и конденсационном потоке составляют соответственно:

(3.8)

(3.9)

где и - удельная выработка электроэнергии на теплофикационном и технологическом потреблении, кВтч/ГДж, определяются по [I, рис. 4.3 a] соответственно по давлению в теплофикационном и технологическом отборах пара

и - количество отработавшей теплоты, отданной соответственно на теплофикационные и технологические нужды,

(3.10)

(3.11)

(3.12)

где и - удельное теплосодержание отработавшего пара соответственно в теплофикационном и технологическом отборах,

,

- годовое число часов использования максимума тепловой нагрузки отборов турбин, принимается 5000-6000 часов, принимаем часов

Выполняем расчет для трех турбоагрегатов

при и при );

Величину также можно определить по [I, рис. 4.4], [3, рис. 12.1] в зависимости от типа турбин и доли выработки электроэнергии по конденсационному циклу - .

Выполняем расчет для турбоагрегата

Величину также можно определить по [I, рис. 4.4], [3, рис. 12.1] в зависимости от типа турбин и доли выработки электроэнергии по конденсационному циклу - .

Выполняем расчет:

Величина расхода топлива на отпуск тепловой энергии от ТЭЦ определяется с учетом отпуска из отборов турбин и пиковых водогрейных котлов из выражения:

(3.13)

где , - удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии в турбинах ТЭЦ и ПВК, .

- отпуск тепловой энергии от пиковых водогрейных котлов, ГДж,

-определяем по графику тепловых нагрузок (рис 1).

Удельные расходы и и определяются:

(3.14)

(3.15)

где - КПД пиковой котельной принимается и при работе соответственно на твердом и газо-мазутном топливе.

Суммарный расход топлива на комбинированный отпуск тепловой и электрической энергии от ТЭЦ составляет:

(3.16)

Выполняем расчет:



3.2 Вариант раздельного энергоснабжения от КЭС и котельной

Этот вариант всегда проигрывает варианту энергоснабжения от ТЭЦ по экономичности, то есть расходу топлива на отпуск электрической и тепловой энергии, но отличается меньшими капиталовложениями. Для окончательного выбора варианта энергоснабжения требуется определить капиталовложения в вариант раздельного энергоснабжения и величину расхода топлива по нему.

3.2.1 Определение капитальных вложений в сооружение КЭС и котельной

Капитальные вложения в строительство КЭС и котельной определяются аналогично предыдущему варианту. Причем величина мощности КЭС принимается несколько завышенной, чем мощности ТЭЦ:

(3.17)

где коэффициент учитывает прирост мощности КЭС на величину дополнительных потерь мощности в ЛЭП в виду большей удаленности КЭС от потребителя, чем ТЭЦ.

Для оценочных расчетов можно принять . Различием в потреблении электроэнергии на собственные нужды по раздельному и комбинированному вариантам в оценочных расчетах можно пренебречь. Капиталовложения в строительство КЭС определяются в соответствии с выражением:

(3.18)

где - удельные капиталовложения в сооружения КЭС, у.е./кВт, ориентировочно принимаются в пределах 1500ч2000 у.е./кВт. Принимаем у.е.

Выполняем расчет:

Капиталовложения в сооружении отопительных и промышленных котельных находятся:

(3.19)

(3.20)

где - тепловая мощность технологического отпуска пара от ТЭЦ, кВт.

, - удельные капиталовложения в отопительные и промышленные котельные, ./кВт, принимается 600 y.e./кВт, а - 1000 у.е./кВт..

Выполняем расчет:

(кВт),

(кВт),

(кВт),

Суммарные капитальные вложения в строительство КЭС и котельных для варианта раздельного энергоснабжения составят:

(3.21)

3.2.2 Определение расхода топлива и основных показателей энергоснабжения КЭС и котельной

Расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по варианту раздельного энергоснабжения определяется из условия одинакового энергетического эффекта, то есть:

и ,

Выполняем расчет:

.

Величина расхода топлива на отпуск электроэнергии с шин КЭС может быть определена:

(3.22)

где - удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, принимается в пределах для газомазутного топлива, а для тведого на больше.

Величина расхода топлива на отпуск теплоты оценивается с учетом отпуска на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение от отопительной котельной и с технологическим паром от промышленной котельной. Эту оценку можно выполнить следующим образом:



(3.23)

где и - удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии в отопительной и промышленной котельных, .

Величины и определены:

(3.24)

(3.25)

где ; - КПД паровых и водогрейных котлов, ориентировочно

Суммарный расход топлива на отпуск электрической и тепловой энергии по раздельному варианту энергоснабжения составит:

(3.26)

Выполняем расчет:

3.3 Выбор варианта энергоснабжения

Критерием для выбора варианта энергоснабжения является минимум расчетных затрат по сравниваемым вариантам, определяемый для варианта комбинированного энергоснабжения из выражения:

(3.27)

И для варианта раздельного энергоснабжения:

(3.28)

где - нормативный коэффициент окупаемости - окупаемость капиталовложений за 6,5 лет);

- цена топлива может быть принята в соответствии с видом топлива .

Выполняем расчет:

1 т у.т. = 200

По результатам расчета видно, что , значит, выбираем вариант комбинированного энергоснабжения.



4. Построение процесса расширения пара в турбинах

Целью построения h-s диаграммы процесса расширения пара является определение параметров пара в отборах турбинах (ПТ-60-12,8/1,27 и ПТ-80-12,8/1,27). отопление вентиляция конденсационный электростанция

1) ПТ-60-12,8/1,27

Потери давления от дросселирования пара перед турбиной в регулирующих и стопорных клапанах, а также в производственном и теплофикационном отборах:

;

;

.

- давление острого пара на входе сопла первой ступени ЦВД;

- давление пара в производственном отборе;

МПа - давление пара в теплофикационном отборе.

Таблица 4.1 - Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме (для турбины ПТ-60-12,8/1,27).

Номер отбора	Подогреватель	Давление, МПа	Температура, °С
1	ПВД 3	4,31	430
2	ПВД 2	2,55	355
3	ПВД 1	1,27	280
3	Деаэратор	1,27	280
4	ПНД 4	0,559	200
5	ПНД 3	0,33	150
6	ПНД 2	0,118	104
7	ПНД 1	0,058	85
К		0,003	26

Построение процесса расширения начинается в точке 0 (состояние пара перед стопорным клапаном турбины) и заканчивается в точке К.

Точка 0:Начальная точка - 0. По таблицам определяем параметры пара в этой точке:

, ,

,

Точка 0:В клапанах происходит дросселирование пара до состояния 0. Процесс идёт при постоянной энтальпии, снижение давления р составляет 3-5% от начального. Параметры пара в т. 0:

, ,

,

Точка 1: Первый регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет

на подогреватель высокого давления ПВД 3) соответствует параметрам р1, t1. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке:

р1=4,31МПа; t1=430C; h1=3275 кДж/кг.

Точка 2: Второй регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель высокого давления ПВД 2) соответствует параметрам р2, t2. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: 

р2=2,55МПа; t2=355C; h2=3040 кДж/кг.

Точка 3: (выход пара из ЦВД). При выходе пара из ЦВД поток делится на три части: третий регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель высокого давления ПВД 1), отбор пара на деаэратор (Д) и регулируемый производственный отбор (П-отбор). Все параметры пара соответствуют третьему регенеративному отбору (р3, t3). По таблицам находится значение энтальпии пара в этой точке:

р3=1,27МПа; t3=280C; h3=3000 кДж/кг.

Точка 3': (вход пара в ЦНД). При переходе пара из ЦВД в ЦНД имеются потери давления в перепускных трубах, принимаем эти потери 1,5%.

Находим давление:

р3' = (1-0,015) р3 = (1-0,015)1,27 = 1,25МПа;

параметры пара в точке 3' (процесс идет при постоянной энтальпии):

h3' = h3 = 3000 кДж/кг; t3' = 280C.

Точка 4: Четвертый регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель низкого давления ПНД 4) соответствует параметрам р4, t4. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке:

р4 = 0,559МПа; t4 =200C; h4 = 2855 кДж/кг.

Точка 5: Пятый регенеративный отбор (пар из отбора турбины идет на подогреватель низкого давления ПНД 3 и подогреватель сетевой воды ПС-2) соответствует параметрам р5, t5. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: р5 = 0,33МПа; t5 =150?C; h5 = 2760 кДж/кг.

Точка 6: Шестой регенеративный отбор соответствует параметрам р6, t6. В данном случае пар из отбора турбины делится на два потока: один идет на подогреватель низкого давления ПНД 2, второй - на подогреватель сетевой воды ПС-1). По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: р6 = 0,118МПа; t6 = 104C; h6 = 2680 кДж/кг.

Точка 7: Седьмой регенеративный отбор (нижний Т-отбор) соответствует параметрам р7, t7. Пар из отбора турбины идет на подогреватель низкого давления ПНД 1. По таблицам определяем энтальпию пара в этой точке: р7 = 0,058МПа; t7 = 85?C; h7 = 2585 кДж/кг.

Точка К (вход в конденсатор): Давление в конденсаторе принимаем рк = 0,003МПа. Температура отработавшего пара составляет tк = 25-30?C. Принимаем конечную температуру tк = 26?C. Тогда параметры в точке КТ: Рк=0,003МПа; tт=26?C; hт=2260 кДж/кг; х

Далее составляется таблица уточненных параметров пара в отборах турбины с учетом потерь (табл.5.2).

Точки процесса	Потребитель пара	Давление, МПа	Температура, °С	Энтальпия, кДж/кг
0		12,75	565	3486
0'		12,25	565	3486
1	ПВД 3	4,31	430	3275
2	ПВД 2	2,55	355	3040
3	ПВД 1	1,27	280	3000
3'	Деаэратор	1,25	280	3000
4	ПНД 4	0,559	200	2855
5	ПНД 3	0,33	150	2760
6	ПНД 2	0,118	104	2680
7	ПНД 1	0,058	85	2585
К	конденсатор	0,003	26	2260



5. Расчет и выбор сетевой установки

Расчет и выбор сетевой установки ПТ-60-12,8\1,27

Расчет сетевых подогревателей включает определение расхода пара на подогреватели при максимальной тепловой нагрузке выбранной турбины. Отпуск тепла на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение обычно производится по температурному графику подогрева сетевой воды 150/70, где 150°С и 70°С - соответственно температура прямой и обратной (возвращаемой на ТЭЦ) сетевой воды.

Определяем температуру обратной сетевой воды:

(5.1)

где - максимальная температура обратной сетевой воды:

- теплофикационная нагрузка всех турбин:

Температура сетевой воды после 1-го подогревателя:

(5.2)

где - температура прямой сетевой воды:



- коэффициент теплофикации:

Расход сетевой воды:

(5.3)

- КПД подогревателей:

Определяем площадь поверхности теплообмена, необходимую для подогрева определенного расхода сетевой воды:

(5.4)

где - подогрев воды в каждом подогревателе, °С: - коэффициент теплопередачи, равный 3500…3900 ; - средняя разность температур греющей и нагреваемой среды:

Примем .



(5.5)

где - недогрев в подогревателях:

- подогрев воды в каждом подогревателе:

Выбор сетевых подогревателей производится по табл. П9.2 приложение 9.

Выбираем 2 сетевых подогревателя ПСГ-5000-3,5-8-II.

Таблица 5.1- Основные характеристики сетевого подогревателя ПСГ-5000-3,5-8-II

Типоразмер	Площадь поверхности теплообмена, м2	Расчетные параметры
		пара	воды
		Давление, МПа	Номинальный расход, кг/с	Давление, МПа	Максимальная температура на входе, С	Номинальный расход, кг/с
ПСГ-5000-3,5-8-II	5000	0,06-0,20	81,9	0,88	115	1667

Тепло отпускаемое подогревателем и расход пара на него (т/ч) определяется из уравнения теплового баланса:

(5.6)

где - энтальпия пара на входе в турбину:

- энтальпии конденсата пара:

(5.7)

где - температура пара, поступающая в подогреватель:



Вывод

Целью данного курсового проекта являлся расчёт технико-экономических показателей и принципиальной тепловой схемы энергоустановки. В ходе выполнения работы я:

· определил суммарную потребность в горячей воде жителей города Харьков;

· рассчитал и построил годовой график тепловых нагрузок по продолжительности;

· выбрал основное оборудование для сооружения электростанции, способной обслужить данный район: 3 турбоагрегата ПТ-60-12,8/1,27 и турбоагрегат ПТ-80-12,8/1,27; 3 котельных агрегата Е-420-13,8-560ГМН4 и один Е-500-13,8-560ГМВН; 2 пиковых водогрейных котла: КВ-ГМ-100-150 и КВ-ГМ-180-150;

· выбрал вариант комбинированного энергоснабжения от ТЭЦ, так как он является экономически более выгодным;

· построил на h-s диаграмме процесс расширения пара в турбине ПТ-60-12,8/1,27;

· рассчитал и выбрал 2 сетевых подогревателя ПСГ-5000-3,5-8- II



Список использованной литературы

1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. 7-е изд., стереотип. М.: Издательство МЭИ, 2001. - 478с.

2. ГОСТ 12.1.005-88. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны. М.: Стандартинформ, 2006. - 48с.

3. ГОСТ 30494-2011. Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата в помещении. М.: Стандартинформ, 2013. - 16с.

4. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник./ Под общ.ред. А.В.Клименко и В.М.Зорина. - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - 632с. - (Теплоэнергетика и теплотехника, Кн.4).

5. СНБ 4.02.01-2003. Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха. Мн.: Минстройархитектуры, 2004. - 76с.

6. ТКП 45-4.02-182-2009. Тепловые сети. Строительные нормы проектирования Мн.: Минстройархитектуры, 2010. - 51с.

7. СНБ 2.04.02-2000. Строительная климатология. Мн.: Минстройархитектуры, 2001. - 40.

8. СП 124.13330-2012 (СНиП 41.02-2003?). Тепловые сети. М.: Минрегион России, 2012. - 74с.

9. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник./ Под общ.ред. В.А. Григорьева и В.М.Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 588с. - (Теплоэнергетика и теплотехника, Кн.4).

10. ТКП 45-4.01-52-2007. Системы внутреннего водоснабжения зданий. Мн.: Минстройархитектуры, 2008. - 47с.

11. СП 131.13330-2012 (СНиП 23.01-99). Строительная климатология. М.: Минрегион России, 2012. - 115с.

12. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара / С.Л.Ривкин, А.А.Александрович. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 80с.

Размещено на Allbest.ru