Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Выбор и обоснование структуры оборудования теплофикационнаого источника крупного промышленного предприятия



Исходные данные

Таблица 1. Исходные данные

Климатические условия	Гурьев
, кг/с	90
, МВт	120
, МВт	20
	3
, м3/с	20
, кг/с	1,4
Система теплоснабжения	СТЗ
Численность населения m, тыс. чел.	190
, С	650
, ч	6200
, МПа	0,7
, оС	190
, -	0,9
, оС	95
, ч	4800
Топливо	Т



Введение

потребитель теплоэлектростанция теплоутилизационный

Целью расчетной работы по дисциплине «Теплофикация и тепловые сети» является практическое применение полученных знаний при выполнении расчетных работ с использованием утверждённых методик, соответствующих нормативным документам и соответствующих методам проектирования теплоэнергетических систем.

Годовая экономия топлива, обусловленная применением ТУУ, зависит от выбранного направления использования тепловых ВЭР и состава основного оборудования ТЭЦ промышленного предприятия [1]. Поэтому в части выбора основного оборудования промышленно-отопительной ТЭЦ используются методические рекомендации, усвоенные при выполнении расчетной работы по дисциплине «Теплофикация и тепловые сети».



1. Промышленно-отопительная ТЭЦ

1.1 Тепловые нагрузки потребителей

Производственно-технологические характеристики (пар).

Расчетная технологическая нагрузка с учетом потерь в тепловых сетях определяется по формуле, кВт (МВт) и Гдж/ч [2]

= 1052.94 ГДж/ч

где ,, - энтальпии технологического пара, обратного конденсата и холодной воды зимой (температура и давление холодной воды зимой соответственно 5 С и 0,4 МПа), кДж/кг; - доля тепловых потерь в паровых сетях (принимается в пределах от 0,04 до 0,6).

Годовой отпуск теплоты технологическим потребителям, ГДж

Годовой график технологических нагрузок строится в виде ступенчатой линии или столбчатой диаграммы, а высота каждой ступеньки или столбца соответствует средней нагрузке за рассматриваемый месяц i, определяемой по формуле

где - относительная величина средней технологической нагрузки месяца I;

- сумма относительных величин средних технологических нагрузок по месяцам за год (Прилож. - П 2).

Построение годового графика или диаграммы целесообразно с помощью Мастера диаграмм программы Microsoft Excel. График включается в состав пояснительной записки в качестве Рисунка 1 с подрисуночной надписью. Этот (и все последующие рисунки) приводятся на следующем по порядку листе после упоминания его в тексте ПЗ. Нумерация рисунков - сквозная.



Коммунально-бытовые и производственные потребители (горячая вода)

Расчетные тепловые нагрузки.

Расчетная нагрузка отопления, Вт (МВт) и ГДж/ч

где - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м² общей площади (Прилож. - П 3), Вт/м²; - общая площадь жилых зданий, м²;- норма общей площади в жилых зданиях на 1 чел. (может приниматься равной 18 м²/чел.); = 0,25 - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на отопление общественных зданий.

Расчетная нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

где - коэффициент, учитывающий долю теплового потока на вентиляцию общественных зданий (= 0,6 - для зданий постройки после 1985 г.).

Расчетная нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

где - укрупненный показатель среднего теплового потока на горячее водоснабжение на 1 чел. (Прилож. - П 4), Вт/чел.

Расчетная нагрузка коммунально-бытовых потребителей, Вт (МВт) и ГДж/ч

Средние тепловые нагрузки

Средняя нагрузка отопления, Вт (МВт) и ГДж/ч

где - средняя температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий (=18 - для жилых и общественных зданий, =16 - для производственных зданий); - расчетная для отопления и средняя за отопительный период температуры наружного воздуха (Прилож. - П 5)

Средняя нагрузка вентиляции, Вт (МВт) и ГДж/ч

Средняя за отопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

Средняя за неотопительный период нагрузка горячего водоснабжения, Вт (МВт) и ГДж/ч

где =5 и =15 - соответственно температуры холодной (водопроводной) воды в отопительный и неотопительный период; - коэффициент, учитывающий изменение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в неотопительный период по отношению к отопительному = 0.8 - для жилых и общественных зданий; =1.5 - для курортных и южных городов; =1 - для промышленных предприятий).

Средняя за отопительный период нагрузка коммунально-бытовых потребителей

Годовые расходы теплоты

Годовой расход теплоты на отопление, ГДж

где - длительность отопительного периода (Прилож. П 5), ч.

Годовой расход теплоты на вентиляцию, ГДж

где z =16 ч - время работы за сутки систем вентиляции общественных зданий.

Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение, ГДж



Годовой расход теплоты на коммунально-бытовые нужды, ГДж

Отпуск теплоты по сетевой воде.

Сантехническая нагрузка промышленного предприятия покрывается сетевой водой [9] и суммируется с коммунально-бытовой нагрузкой.

Расчетная сантехническая нагрузка, МВт и ГДж/ч

Средняя нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт и ГДж/ч

Средняя за неотопительный период нагрузка на ГВС предприятия, МВт и ГДж/ч

Средняя за отопительный период нагрузка на ГВС предприятия, МВт и ГДж/ч



Годовая нагрузка на отопление и вентиляцию, ГДж

Годовой расход теплоты на ГВС предприятия, ГДж

Годовой расход теплоты на сантехнические нужды промпредприятия, ГДж

С учетом тепловых потерь в сетях расчетная нагрузка потребителей сетевой воды составит, МВт и ГДж/ч

А годовой отпуск теплоты по сетевой воде, ГДж

В заключение результаты расчета тепловых нагрузок сведем в таблицу 2.



Таблица 2. Результат расчета тепловых нагрузок

Номер п/п	Потребители	Нагрузка
		Расчетная	Годовая, ГДж
		МВт	ГДж/ч
1	Технологические (пар)		1052.94
2	Коммунально-бытовые Отопление Вентиляция Горячее водоснабжение
			150
3	Сантехнические потребители
4	Потребители теплоты по сетевой воде

1.2 Выбор основного оборудования ТЭЦ

Исходя из соответствующих величин технологической и коммунальной нагрузок, принимаем к установке турбины типа ПТ-50/60-12,8/0,7 - две штуки и турбину типа Т-50/60-12.8 - одну штуку.

Расчетные коэффициенты теплофикации по пару и сетевой воде

Выбор типа и количества паровых котлов производиться по сумме максимальных расходов свежего пара на все турбины () и РОУ () с коэффициентом 1.02 для компенсации неучтенных потерь в цикле ТЭЦ, кг/с



Где - энтальпии свежего пара и питательной воды паровых котлов, кДж/кг; - КПД РОУ.

Принимаем к установке котел типа Е-500-13,8 - две штуки суммарной паропроизводительностью 278 кг/с.

Пиковые нагрузки потребителей сетевой воды покрываются от пиковых водогрейных котлов (ПВК) в соответствии с выражением

Для покрытия пиковых нагрузок по сетевой (горячей) воде принимаем к установке водогрейные котлы типа КВ-ТК-100 - две штуки суммарной теплопроизводительностью 232 МВт и водогрейный котел КВ-ТК-30 с теплопроизводительностью 34,9 МВт. Суммарная теплопроизводительность трех котлов составляет 266,9 МВт

1.3 Годовые показатели ТЭЦ

Годовая выработка электроэнергии, кВт*ч



где - нагрузка производственных отборов выбранных турбин типа ПТ и Р (Прилож. - П 6), кг/с; - нагрузка отопительных отборов выбранных турбин типа ПТ и Т (Прилож. - П 6), МВт; - годовой коэффициент теплофикации по пару и сетевой воде (Прилож. - П 10); - коэффициенты аварийного и ремонтного простоя (среднегодовые значения ориентировочно принимаются равными соответственно 0,98 и 0,92…0,94); - средневзвешенные значения удельной выработки электроэнергии на технологическом и отопительном теплопотреблении, которые представляют собой, кВт·ч/ГДж

а соответствующие значения удельной выработки электроэнергии для выбранных типов турбин приведены в Приложениях (П 9).

Годовой расход условного топлива на ТЭЦ складывается из годовых расходов на отпуск электроэнергии (В_Э) и теплоты (В_Т), вычисляемых по формулам



где ,- удельный расход топлива на отпуск электроэнергии и теплоты от ТЭЦ с высокими параметрами пара (ориентировочно: при работе на ГМ = 0,324 кгут/кВт·ч и = 34,0 кгут/ГДж, а на Т соответственно - 0,354 кгут/ кВт·ч и 34,5 кгут/ГДж [18]);

- удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ (ориентировочно: при работе на ГМ равен 7…7,5%, а на Т - 9…9,5%).



2. Теплоутилизационная установка

2.1 Выбор основного оборудования ТУУ

Принимаем к установке котлы утилизаторы типа КУ-80-3 - шесть штук.

Номинальная паропроизводительность выбранных КУ, кг/с

где - номинальная паропроизводительность выбранного КУ, кг/с (Прилож. - П 11).

Выбираем комбинированное направление использования ВЭР.

Принимаем к установке УТ для ТУУ типа ПТ-25-3.4/0.6 - одну штуку.

Возможный расход пара на УТ составляет, кг/с

Коэффициент нагрузки УТ

где - номинальный расход свежего пара на УТ выбранного типа, кг/с (Прилож. - П 12).

Суммарные нагрузки по промышленному пару и сетевой воде выбранных УТ:



2.2 Годовые показатели ТУУ

Располагаемая электрическая мощность УТ, МВт

Годовая выработка электроэнергии в ТУУ, МВт*ч

где - коэффициенты аварийного и ремонтного простоя УТ, принимаемые равными 0,98.

Отпуск электроэнергии потребителям промпредприятия от ТУУ равен выработке за вычетом расхода электроэнергии на собственные нужды, т.е.

где - удельный расход электроэнергии на собственные нужды ТУУ, принимаемый равным 8…9%.

Среднегодовое значение удельной теплофикационной выработки электроэнергии на ТЭЦ, кВт*ч/ГДж



Суммарная нагрузка производственных отборов УТ, МВт

Годовой отпуск теплоты от ТУУ по комбинированному и тепловому направлению, ГДж

Годовая экономия топлива, тут



Перегрев пара в ЦП связан с переходом топлива, определяемым по формуле, тут

где - расход пара УИО, направляемый для перегрева в ЦП, кг/с; - номинальная паропроизводительность и номинальный расход топлива в ЦП, кг/с и кгут/с (Прилож. - П 13).

Следовательно, в общем случае, годовая экономия топлива за счёт применения ТУУ должна составить

Избыточный пар УИО, используемый по тепловому направлению, не следует перегревать в ЦП.

Результаты расчета приведены в таблице 3.



Заключение

1. В ходе работы были рассчитаны тепловые нагрузки, а также годовые расходы по теплоте и отпуск теплоты по сетевой воде на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение (ГВС). По результатам расчета было получено, что годовой отпуск по сетевой воде () составил млн ГДж.

2. Для удовлетворения нужд потребителей и по результатам расчета отпуска теплоты было выбрано следующие основное оборудование проектируемой ТЭЦ:

- Паровые турбины типа ПТ-50/60-12,8/0,7 в количестве двух штук, типа Т-50/60-12,8 в количестве одной штуки;

- Паровые котлы типа Е-500-13,8 ГМ в количестве двух штук;

- Пиковые водогрейные котлы типа КВ-ТК-100 в количестве двух штук и пиковый водогрейный котел КВ-ТК-30 - 1 шт.

Также в ходе расчета было выбрано следующее основное оборудование теплоутилизационых установок (ТУУ):

- Котлы утилизаторы (КУ) типа КУ-80-3 в количестве четырех экземпляров;

- Центральный перегреватель типа ЦП-60-45 в трёх экземплярах;

- Утилизационные турбины (УТ) ПТ-25-3.4/0.6 типа в количестве одного экземпляра, комбинации УТ типа П-6-3.4/0.5 и Р-4-3.4/0.5-1 и П-6-1.2/0.5 и

Р-12-3.4/0.3, взятые по одному экземпляру.

3. Был выполнен расчет годовых показателей ТЭЦ и ТУУ. В ходе расчета была определена соответственно:

- Годовая выработка электроэнергии на технологическое и отопительное потребление ТЭЦ (Э) равная 607,1 ГВтч, а также годовой расход топлива (B) равный 597,32 тыс. тут.;

4. В пункте расчета сравнивалось три варианта оборудования ТУУ. По результатам выбирается вариант с лучшим показателем годового экономия топлива. В данном случае это Вариант 1 (Таблица 7).

5. По итогам работы строится тепловая схема (представлена в Приложении).



Литература

Основные методические положения по планированию использования вторичных энергетических ресурсов. - М.: Энергоатомиздат, 1987.

Источники и системы теплоснабжения промышленных предприятий. МУКП. - СПб.: СЗПИ, 1998.

Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений. СНиП 11-01-95. - М.: ГП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», 1995.

Порядок разработки, согласования, утверждения и состав обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений. СП 11-101-95. - М.: Минстрой России, 1995

Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. - М.: НПКВЦ «Теринвест», 1994.

Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Орлова Е.Р., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. - М.: Дело, 1998.

Ковалёв В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. - М.: Финансы и статистика, 1998.

Мелкумов Я.С. Экономическая оценка эффективности инвестиций и финансирование инвестиционных проектов. - М.: ИКЦ «ДИС», 1997.

Тепловые сети. СНиП 2.04.07-86*. - М.: Минстрой России, 1994.

Строительная климатология и геофизика. СНиП 2.01.01-82. - М.: Стройиздат, 1983

Манюк В.И., Каплинский И.И., Хиж Э.Б. и др. Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей. - М.: Стройиздат, 1988. - 432 с.

Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1991.

Тепловые и атомные электрические станции. Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Паротурбинные энергетические установки. - М.: ЦНИИТЭИтяжмаш, 1988.

Паровые турбины и турбогенераторы. Номенклатурный перечень №1. - Калуга, ОАО КТЗ, 2001.

Котлы-утилизаторы и энерготехнологические агрегаты / А.П. Воинов, В.АЗайцев, Л.И. Куперман, Л.Н. Сидельковский. - М.: Энергоатомиздат, 1989.

Котлы-утилизаторы и котлы энерготехнологические. Отраслевой каталог / В.А. Зайцев, Л.М. Микрюкова. - М.: НИИЭИНФОРМЭНЕРГОМАШ, 1985.

Астахов Н.Л., Калинов В.Ф., Киселёв Г.П. Современная методика расчёта показателей тепловой экономичности ТЭС. - Энергетик, 1997, №12.

Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара - М.: Энергия, 1980.

Размещено на Allbest.ru