Модернизация котельной, работающей в условиях переменных нагрузок

Рисунок 5.1. Схема движения теплоносителей



Определим среднелогарифмическую разность температур теплоносителей в сетевом подогревателе воды по формуле:

(5.3)

где t_б = 221 - 130 = 91 єС - меньший напор,

t_м = 165 - 70 = 95 єС - больший напор.

Тогда

Коэффициент теплопередачи k определяем графо-аналитическим методом. Он основан на том, что при установившемся тепловом режиме удельное количество тепла, передаваемого в единицу времени через все слои стенки, есть величина постоянная и равна количеству тепла, передаваемого от одного теплоносителя к другому, т.е. q₁ = q₂ = q₃ = q₄ = q, Вт/м². Предварительно находим для различных участков перехода тепла зависимость между тепловым напряжением q и среднелогарифмическим перепадом температур t.

1) передача тепла от пара к стенке. Коэффициент теплоотдачи определяем для случая конденсации пара на вертикальной стенке по формуле (1-27 [7]):

, Вт/(м² •єС); (5.4)



где Н = 4 м - длина трубки,

В^/ приближённо можно считать , где t_н- - температура насыщения конденсирующегося пара.

,

Вт/(м^2.єС);

тогда

Задаёмся рядом значений t₁ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.1.

Таблица 5.1 - Результаты расчета тепловых напряжений

t1	t10,75	q, кДж/м2
1	2	3
20	9,5	112428,7
40	15,9	188170,1
60	21,5	254443,9
80	26,7	315983,8
100	31,6	373973,4
120	36,3	429596,0

Строим в масштабе кривую t₁= f(q₁) (рисунок 5.2).

2) передача тепла через стенку. Для латунной стенки _ст= 377 кДж/(м^,єС). Тогда



Задаёмся рядом значений t₂ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблице 5.2.

Таблица 5.2 - Результаты расчета тепловых напряжений

t2	q, кДж/м2
20	7,54•106
40	15,08•106
60	22,62•106
80	30,16•106

Аналогично строим прямую t₂= f(q₂) (рисунок 5.2).

3) передача тепла через накипь. Приняв для накипи _н= 12,6 кДж/(м^.єС) находим:

Задаёмся рядом значений t₃ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Результаты расчета тепловых напряжений

t3	q, кДж/м2
20	1,26•106
40	2,52•106
60	3,78•106
80	5,04•106

Строим прямую t₃= f(q₃) (рисунок 5.2).

4) передача тепла от стенки к воде.

Скорость воды в пароводяных подогревателях принимаем 3 м/сек. Выбор расчётных формул для определения коэффициентов теплоотдачи внутри трубок начинается с вычисления критерия Рейнольдса, который определяет режим движения теплоносителя. При значении устанавливается ламинарный режим движения; соответствует переходному режиму; а - турбулентному.

Критерий Re определяется из выражения:

, (5.5)

где - средняя скорость теплоносителя (принимаем 3 м/с), м/с;

_ж - коэффициент кинематической вязкости теплоносителя, м²/с;

d_э - эквивалентный (гидравлический) диаметр поперечного сечения потока, м, определяемый по формуле:

, (5.6)

где f - площадь поперечного сечения потока, м²;

U - смачиваемый периметр сечения, м.

м,

.

Движение воды в трубках турбулентное, поэтому пользуемся формулой:

(5.7)

По таблице для средней температуры воды t_f = 100єC находим величину А = 3300. Удельный вес воды при 100єС t = 965,5 кг/м³. Скорость воды в трубках принимаем равной 3 м/сек. Подставляя соответствующие величины имеем, что



Задаёмся рядом значений t₄ и вычисляем соответствующие значения q, результаты заносим в таблицу 5.4.

Таблица 5.4 - Результаты расчета тепловых напряжений

t4	q, кДж/м2
20	335000
40	710000
60	1065000
80	1420000

Аналогично предыдущему строим прямую линию зависимости t₄= f(q₄) (рисунок 5.2), проходящую через начало координат.

Рисунок 5.2 - Тепловое напряжение поверхности нагрева.

Складывая ординаты четырёх кривых, строим суммарную кривую тепловых перепадов. Из точки m на оси ординат, соответствующей t_ср= 93єС, проводим прямую параллельную оси абсцисс, до пересечения её с суммарной кривой. Из точки пересечения n опускаем перпендикуляр на ось абсцисс и находим, что

q = 280^.10³ кДж/м².

Тогда коэффициент теплопередачи равен:

Поверхность нагрева теплообменника определим по формуле:

(5.8)

5.2 Конструктивный расчёт сетевого подогревателя

Определяем основные конструктивные данные и размеры аппарата. Количество трубок в одном ходе найдём по формуле:

, (5.9)

Общая длина трубок равна

(5.10)

Число ходов z равно

(5.11)



Принимаем z = 4.

Шаг между трубами принимаем равным

(5.12)

Принимаем к установке аппарат ПСВ-45-7-15.

Для определения диаметра корпуса аппарата необходимо найти размеры трубной решётки; поскольку аппарат 4-х ходовой, необходимо предусмотреть место для перегородок и анкерных болтов и в каждом ходе разместить 54/2=27 трубок. Всего трубок 27•4 = 108 шт.

Нормальным расположением трубок считаем размещение центров трубок на трубной доске по углам равносторонних треугольников. По количеству трубок z = 108 шт., определяем диаметр D^/, на котором располагаются крайние трубки, выраженный через шаг S между трубками.

(5.13)

Находим внутренний диаметр корпуса по формуле:

(5.14)

где d_нар - наружный диаметр трубки,

k - кольцевой зазор между крайними трубками и корпусом, который принимаем равным 10 мм.

D₀=660 + 20 + 20 = 700 мм = 0,7 м.

Определим размеры водяных и парового штуцеров. Эти размеры определяют обычно по скорости для воды и конденсата, равной 1 - 2 м/с, и для пара 20 - 40 м/с. Диаметр штуцера подсчитывается по формуле



, м, (5.15)

где G - расход пара или воды, кг/с;

- плотность пара или воды, кг/м³;

- скорость пара или воды в штуцере, м/с.

Для пара:

м,

где G = 2,56 кг/с;

= 2,22 кг/м³ (см.i - d диаграмму);

= 35 м/с.

Для воды:

м,

где G = 22,89 кг/с;

= 985 кг/м³;

= 2 м/с.

5.3 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя

Гидравлический расчёт устанавливает затрату энергии на движение теплоносителей через аппарат. Полный напор р, необходимый для движения жидкости или газа (при скорости газа, не превышающей 0,2 скорости звука) через теплообменник, определяется по формуле:

, Па, (5.16)



где р_тр - сумма гидравлических потерь на трение;

р_м - сумма потерь напора в местных сопротивлениях;

р_у- - сумма потерь напора, обусловленных ускорением потока;

р_г - перепад давления для преодоления гидростатического давления столба жидкости.

Гидравлические потери на трение в трубах, каналах и при продольном омывании пучка труб теплообменного аппарата определяются по формуле (7-2 [7]):

, Па, (5.17)

где l - длина трубы, м;

d_э - эквивалентный (гидравлический) диаметр, м;

- средняя скорость теплоносителя на данном участке, м/с;

- плотность теплоносителя, кг/м³;

- коэффициент сопротивления трения (величина безразмерная).

Коэффициент сопротивления трения шероховатых труб можно определить по формуле:

, (5.18)

где k - абсолютная шероховатость и принимается в пределах 0,1 - 0,15 мм.

,

тогда

кПа.

Гидравлические потери давления в местных сопротивлениях: в патрубках, крышках, трубных решётках, перегородках, диффузорах, задвижках вентилях и других элементах теплообменниках определяются по формуле:

, Па, (5.19)

где - коэффициент местного сопротивления; его находят отдельно для каждого элемента теплообменника, затем подсчитывают все р_м, значения которых суммируют.

1) вход воды в теплообменник

= 0,5, Па,

2) выход воды из теплообменника

= 1,0, Па.

Для остальных элементов расчёт производим аналогично по формуле (5.19). Результаты расчёта приведены в таблице 5.5.

Таблица 5.5 - Результаты расчёта местных сопротивлений

№	Вид сопротивления	Кол.			, м/с	, кг/м3	рм, Па
1	Вход в ТО	1	0,5	0,5	2	985	985
2	Поворот 900	8	0,5	4,0	1,4	985	3861
3	Вход в трубу	4	0,5	2,0	1,4	985	1930
4	Выход из трубы	4	1,0	4,0	1,4	985	3861
5	Выход из ТО	1	1,0	1,0	2	985	1970
	Итого						12607

Так как вода практически не сжимаемая жидкость, то р_у ничтожно мало и мы не будем принимать его в расчёт. Так как теплообменник включён в замкнутую схему (не сообщается с окружающим воздухом), то р_г = 0.

Теперь определим полное падение давления в теплообменнике

Па,

или

м в.ст.



6. Электроснабжение

6.1 Исходные данные

В котельном цехе №3 г. Борисова предусматривается установка блока ПГУ-65. Блок в составе: газовой турбины электрической мощностью 45 МВт типа SGT-800 производства «Siemens DDIT» с генератором мощностью 50 МВ·А, парового котла-утилизатора и паровой турбины мощностью 20 МВт типа Т-20-8,0 производства РФ с генератором мощностью 20 МВ·А.

Генераторы подключаются к РУ-110 кВ в блоки с трехфазными трансформаторами. Генераторы газовой турбины подключается к РУ-110 кВ через трансформатор напряжением 110/10 кВ и мощностью 63 МВ·А. Генератор паровой турбины подключается к РУ-110 кВ через трансформатор напряжением 110/10 кВ мощностью 25 МВ·А.

В цепи каждого генератора устанавливается генераторный выключатель. Благодаря установке генераторных выключателей достигается возможность использования рабочего трансформатора собственных нужд для пуска и останова блоков.

Электрическая схема котельного цеха представлена на рисунке 6.1.



Рисунок 6.1 - Схема электрическая котельного цеха №3 г. Борисова

Исходные данные занесены в таблицу 6.1.

Таблица 6.1 - Основные технические характеристики турбогенераторов

Тип генератора	Коли-чество	Sном, МВА	Pном, МВт	Cosц	Uном, кВ	nном, об/мин	x»d
Т-20-2	1	25	20	0,8	10,5	3000	0,118
Т-45-2	1	63	45	0,8	10,5	3000	0,151

6.2 Определение параметров схемы

Наибольший ток нормального режима в цепи генератора принимается при загрузке генератора до номинальной мощности, при номинальном напряжении:



(6.1)

По формуле 7.1 определим значение номинального тока:

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Наибольший ток послеаварийного или ремонтного режима в цепи генератора определяется при условии работы генератора при снижении напряжения на 5%:

(6.2)

По формуле 7.2 определим значение максимального тока

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Реактивное сопротивление генератора, выраженное в относительных единицах, определяется по формуле:

(6.3)



Реактивное сопротивление, в относительных единицах

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Значение ЭДС определяется по выражению:

(6.4)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Рассчитаем токи короткого от генераторов. Для этого сначала необходимо по формуле 8.5 найти значение периодической составляющей тока КЗ в относительных единицах:

(6.5)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Определим базисный ток:

(6.6)



для Т-20-2:

для Т-45-2:

Определим периодическую составляющую тока КЗ в именованных единицах:

(6.7)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

Значение ударного тока КЗ рассчитаем по формуле 8.8:

(6.8)

для Т-20-2:

для Т-45-2:

ссчитаем ток короткого замыкания:

(6.9)

где I_н - номинальный ток токопровода, u_к - предельная кратность тока короткого замыкания.



6.3 Выбор токопроводов

Электрическое соединение генераторов с распределительными устройствами и силовыми трансформаторами может быть выполнено жёсткими, гибкими и комплектными токопроводами. Жёсткие и гибкие токопроводы применяются для генераторов до 60-100 МВт. Трассы токопроводов выбирают таким образом, чтобы они проходили через зоны размещения основных нагрузок данного предприятия. В настоящее время рекомендуется использовать открытые симметричные гибкие и жесткие токопроводы следующих конструктивных исполнений: жесткий подвесной с трубчатыми шинами и подвесными изоляторами или гибкий с расщепленными проводами.

Жесткие токопроводы следует применять при наличии агрессивной среды, так как на жесткие проводники легче нанести антикоррозийное покрытие. Токопроводы требуют меньшей полосы, свободной от застройки и подземных коммуникаций (отчуждение территории под жесткий токопровод составляет 10 м).

Гибкие токопроводы выполняются из нескольких оголенных проводов, закрепленных равномерно по периметру кольца и подвешенных к опоре на подвесных изоляторах. Серьезный недостаток гибких токопроводов - большие габаритные размеры (отчуждение территории под гибкий токопровод составляет 18 м) и недостаточная стойкость к воздействию химически активной среды. Гибкие токопроводы рекомендуется использовать, если одновременно имеет место нестесненная планировка предприятия, позволяющая не учитывать стоимость отчуждаемой под гибкий токопровод территории, и минимальное число (до двух-трех на 1 км) поворотов трассы.

Токопроводы более надежны, они имеют более высокую перегрузочную способность, но характеризуются большим индуктивным сопротивлением по сравнению с линиями, выполненными из большого числа параллельно проложенных кабелей,

Применение комплектных токопроводов (КТП) имеет следующие основные преимущества по сравнению с другими способами соединения элементов электротехнических устройств:

- обеспечивается более высокая степень эксплуатационной надежности и безопасности обслуживания электроустановки;

- достигается внедрение индустриальных методов сооружения и монтажа электроустановок;

- становится возможной унификация проектных решений за счет применения типовых элементов КТП. Сокращаются объемы и сроки проектирования;

- увеличивается комплектность заводской поставки и упрощаются вопросы комплектации и снабжения;

- уменьшаются потери электроэнергии;

- исключается возникновение междуфазных коротких замыканий, особенно опасных для турбогенераторов большой мощности (при пофазно-экранированном исполнении КТП).

Для обоих участков выбираем токопровод ТЭНЕ-10-3150-128 УХЛ1.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

1) по напряжению:

2) по току:

3) по динамической стойкости:

Для участка от генераторов ГТГ-8-2РУХЛЗ до блочных трансформаторов в качестве токоведущих частей применяем токопровод марки ТЭКНЕ-11-3150-250У1, Т1.

Проверим выбранный токопровод по следующим критериям:

1) по напряжению:

2) по току:

3) по динамической стойкости:

6.4 Выбор выключателей и разъединителей

Высоковольтные выключатели выбираются по следующим условиям:

1) по напряжению установки: ; (6.10)

2) по длительному току: ; (6.11)

3) по условию электродинамической стойкости:; (6.12)

Выбор разъединителей производится по напряжению установки, длительному току, динамической стойкости по аналогии с выключателями. Для наглядности выбор выключателей и разъединителей представим в виде таблиц 6.2 и 6.3.

Таблица 6.2 - Выключатели и разъединители в цепи генератора Т-20-2

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ-10-45	Разъединитель РВ-10/2000

Таблица 6.3 - Выключатели и разъединители в цепи генератора Т-45-2

Расчетные данные	Каталожные данные
	Выключатель МГГ-10-45	Разъединитель РВЗ-10/4000



Заключение

В дипломном проекте была рассмотрена модернизация районной котельной №3 г. Борисова, предусматривающая установку газотурбинной установки вместе с котлом утилизатором. Предложенная схема модернизации котельной подробно проанализирована, а именно:

- рассмотрено основное теплотехнологическое оборудование котельной,

- произведён расчёт тепловой схемы,

- выполнен тепловой подогревателя сетевой воды ПСВ-45,

- рассмотрены контрольно-измерительные приборы и автоматизация водогрейного котла КВГМ-50,

- выбрано электрическое оборудование для питания электродвигателей тягодутьевого оборудования,

- в разделе «охрана труда» были рассмотрены вопросы техники безопасности, производственной санитарии и пожарной безопасности на котельной,

- в экономической части проекта были рассчитаны основные технико-экономические показатели.

Основываясь на произведенные расчеты, очевидно, что предложенная модернизация рациональна и энергетически эффективна.



Список используемых источников

1 Попырин П.С. «Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок» - М.: Энергия, 1978, - 342 с.: ил.

2 Седнин В.А. «Моделирование, оптимизация и управление теплотехническими системами»: Учеб. метод. пособие по курсовому проектированию для студ. энергет. спец./В.А. Седнин. - Мн.: БНТУ, 2002.

3 Нащокин Б.В. «Техническая термодинамика и теплопередача» - М: Высшая школа, 1980

4 Ривкин С.Л. Теплофизические свойства воды и водяного пара. - М.: Энергия, 1980.-424 с.

5 Андрианова Т.Н., Дзампов Б.В. Сборник задач по технической термодинамике. Учеб. пособие для ВУЗов, - М.: Энегоиздат, 1981

6 Воинов А.П., Зайцев В.А. «Котлы - утилизаторы технологические агрегаты» - М.: Энергоатомиздат, 1989

7 Лебедев П.Д. «Теплообменные, сушильные холодильные установки» - М.: Энергия, 1972

8 Теоретические основы теплотехники. Технический эксперимент. Справочник - М.: Энергоатомиздат, 1985

9 Роддатис К.Ф. Справочник по котельным установкам малой производительности. - М.: Энергия, 1968

10 Кочетков А.В., Мигуцкий Е.Г. «Котельные установки промышленных предприятий». Методические указания - Мн.: БПИ, 1985

11 Лебедев П.Д. «Теплообменные, сушильные холодильные установки» - М.: Энергия, 1972

12 Королев О.П., Радкевич В.Н., Сацукевич В.Н. «Электроснабжение промышленных предприятий». Учебно-методическое пособие по курсовому и дипломному проектированию - Мн.: БГПА, 1998

13 Нагорнов В.Н. Методические пособие по экономической части дипломного проектирования для студентов специальности «Тепловые электрические станции» - Мн.: БГПА, 1992

14 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. М.: Энергоатомиздат, 1989

15 Лазаренков А.М. «Охрана труда» - Мн.: БНТУ, 2004

16 Паровые и газовые турбины: Учебник для вузов/М.А. Трубилов. - М.: Энергоатомиздат, 1985

Размещено на Allbest.ru